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Gerencia de Políticas y Análisis Económico – Osinergmin.

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Documento de Consulta Propuesta para mejorar la Supervisión de los Pagos a las Centrales

de Generación Eléctrica Duales

Período de Prueba del Análisis de Impacto Regulatorio en Osinergmin

DC-002-2016-RIA/OS

Gerencia de Supervisión de Energía – División de Supervisión de Electricidad Gerencia de Políticas y Análisis Económico

Lima, septiembre del 2016

Gerencia de Supervisión de Energía - División de Supervisión de Electricidad / Gerencia de Políticas y Análisis Económico – Osinergmin.

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Período de prueba del Análisis de Impacto Regulatorio (RIA): Propuesta para mejorar la supervisión de los pagos a las centrales de generación eléctrica duales

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

Calle Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar, Lima, Perú. Tel. (511) 219-3400, anexo 1057

Portal Corporativo: http://www.osinergmin.gob.pe/

Documento de Consulta N° 002-2016-RIA/OS

Los comentarios al presente documento pueden enviarse a:

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería del Perú

Área proponente de la propuesta: Gerencia de Supervisión de Energía - División de Supervisión de Electricidad Jefe Líder del Período de prueba de Impacto RIA: Arturo L. Vásquez Cordano, Gerente de Políticas y Análisis Económico. Patrocinador de la Propuesta: Eduardo Jane La Torre, Gerente de la División de Supervisión de Electricidad Equipo de Trabajo que elaboró la propuesta: Arturo Olivera, Carlo Vilches, David Meléndez, Donald Barboza, Edison Chávez, Jesús Samanez, Laura Montalvo, Luis Grajeda, Roberto Tamayo, Arturo Vásquez.. Asistentes: Diego Marino Negron, Yahaira Valdivia Zegarra.

EXCLUSIÓN DE RESPONSABILIDAD El presente documento se ha elaborado en el marco del periodo de prueba de la implementación del Análisis de Impacto Regulatorio en Osinergmin. Las opiniones expresadas en este documento son de exclusiva responsabilidad de los autores y no reflejan necesariamente la posición oficial de Osinergmin. La información contenida en el documento se considera proveniente de fuentes confiables, pero Osinergmin no garantiza su exactitud. Las decisiones normativas en Osinergmin son ejercidas de manera exclusiva por el Consejo Directivo, a través de sus resoluciones. Por lo tanto, la opinión manifestada en el presente documento no condiciona ni restringe la decisión del Consejo Directivo como máxima autoridad normativa de Osinergmin.

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1. RESUMEN EJECUTIVO

En el marco del Programa País, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), cuyos países miembros muestran un alto desempeño en términos de institucionalidad, competitividad y productividad debido a sus altos estándares de gobernanza pública, se recomienda la implementación del Análisis de Impacto Regulatorio (RIA) en los procesos administrativos de los Organismos Reguladores Económicos para fortalecer la gobernanza de los mismos y mejorar los procesos regulatorios.

En ese sentido, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin, con la visión de ser un regulador de clase mundial, aprobó mediante Acuerdo del Consejo Directivo N° 01-13-2016, la “Guía de Política Regulatoria Nº 1: Guía para la realización del Análisis de Impacto Regulatorio en Osinergmin”1 y dispuso su aplicación en un periodo de prueba durante el año 2016 para dos propuestas normativas presentadas por las gerencias de línea. El presente documento forma parte de una de las propuestas del período de prueba, denominada “Propuesta para mejorar la supervisión de los pagos a las centrales duales”.

La situación que da origen a esta propuesta regulatoria se debe a que las empresas de generación dual no están garantizando la seguridad del suministro a los usuarios del servicio público de electricidad, por lo que existe un riesgo de racionamiento de energía ante una posible restricción en el suministro de gas natural de Camisea. Debe mencionarse que las centrales de generación eléctrica que utilizan como materia prima el gas natural de Camisea tuvieron una participación de 44% de la producción de electricidad en el año 2015. Por este motivo ante una restricción en el suministro de gas natural se generaría un gran efecto negativo sobre la economía, lo cual podría evitarse, o al menos minimizar los daños, gracias a la instalación de centrales duales, las cuales cuentan con equipos que les permiten operar con un combustible alternativo cuando no dispongan de gas natural.

Al respecto, Decreto Legislativo N° 1041 establece que Osinergmin es el ente encargado supervisar el pago por compensación de seguridad de suministro a los generadores eléctricos que utilicen gas natural y cuenten con equipos o instalaciones que permitan su operación con otro combustible, el cual debe ser fijado en la Tarifa en Barra. Asimismo, la Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin (OSINERG N° 651-2008-OS/CD) establece el procedimiento por el cual se regula la compensación por seguridad del suministro y, menciona que corresponde a Osinergmin verificar el estado de las unidades duales y su operación tanto con gas natural como con el combustible alternativo.

En ese sentido, la propuesta normativa identifica y desarrolla varias opciones de política regulatoria, que tienen por objetivo garantizar la seguridad del suministro de electricidad, así como generar incentivos que garanticen la operatividad y disponibilidad de las unidades duales a través de procedimientos de supervisión, control y seguimiento. Las opciones que se identifican, además de la descripción del escenario base, son:

i) Opción 1, implementar pruebas de arranque aleatorias de las unidades duales: Consiste en corroborar la operatividad de las unidades duales a través de pruebas de arranque aleatorias con el combustible alternativo.

1 Disponible en: http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/Institucional/RIA/Guia-Politica-Regulatoria-N-1.pdf

http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/Institucional/RIA/Guia-Politica-Regulatoria-N-1.pdf



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ii) Opción 2, vincular el pago de las unidades duales en base a medidas de desempeño: la opción contempla modificar la forma en que se efectúa el pago por dualidad. De tal manera que, el pago se realice en función a medidas de desempeño o performance

La evaluación de cada una de las opciones se ha realizado utilizando la metodología de análisis multicriterio. Los criterios considerados fueron: i) la efectividad de la propuesta para cumplir con los objetivos; ii) costo-eficacia, es decir, se prefiere la opción con menores costos para las empresas supervisadas; y iii) simplicidad regulatoria con el objeto de reducir al mínimo las actividades de administración, supervisión y control relacionadas a cada propuesta.

Como resultado del análisis, la opción preferida por el equipo de trabajo es la Opción 2 que consiste en vincular el pago de las unidades duales en base a medidas de desempeño, ya que brinda mayores incentivos para garantizar la seguridad del suministro eléctrico y menores costos de implementación para las empresas.

Asimismo, se ha establecida una opción que consiste en verificar el stock de combustible de las unidades duales, y en caso de incumplimiento suspenderle su denominación de dual.

El propósito del presente proceso de consulta es recoger información de los grupos de interés y hacerlos partícipes en el desarrollo de la presente propuesta regulatoria. El análisis del presente documento, de ser necesario, se modificará de acuerdo con toda la información relevante obtenida.

Arturo Vásquez Cordano Eduardo Jane La Torre

Gerente de Políticas y Análisis Económico Gerente de División de Supervisión de Electricidad


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CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................... 3

2. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 6

3. CONTEXTO Y PROBLEMÁTICA ............................................................................................. 6

3.1. Contexto ............................................................................................................................ 6

3.2. Identificación del problema ............................................................................................. 9

3.3. Causas del problema ...................................................................................................... 11

3.4. Justificación de la intervención ...................................................................................... 11

4. OBJETIVOS ........................................................................................................................... 12

4.1. Objetivo general ..................................................................................................... 12

4.2. Objetivos específicos .............................................................................................. 12

4.3. Objetivos operativos............................................................................................... 12

5. OPCIONES REGULATORIAS ................................................................................................. 13

5.1. Condiciones de operatividad de las unidades duales ...... ¡Error! Marcador no definido.

5.2. Verificación del stock de combustible ........................................................................... 16

6. IMPACTO DE LAS OPCIONES DE POLÍTICA ......................................................................... 18

6.1. Beneficios ........................................................................................................................ 19

6.2. Costos .............................................................................................................................. 22

7. EVALUACIÓN DE LAS OPCIONES DE POLÍTICA ................................................................... 24

8. COMENTARIOS Y SUGERENCIAS RESPECTO AL DOCUMENTO .......................................... 25

9. REFERENCIAS ...................................................................................................................... 27

10. ANEXOS .............................................................................................................................. 28


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2. INTRODUCCIÓN

El Análisis de Impacto Regulatorio (RIA, por sus siglas en inglés) es un procedimiento para realizar una evaluación sistemática y coherente de las políticas emitidas por una institución regulatoria, en el marco de sus competencias legales y en línea con sus objetivos estratégicos. El RIA comprende la identificación de una problemática y el establecimiento de objetivos relacionados con la solución al problema. Asimismo, involucra el análisis de distintas opciones para alcanzar los objetivos y el análisis de los distintos efectos de las mismas. El enfoque analítico que sigue el RIA busca identificar las distintas opciones de política que se puedan considerar para alcanzar los objetivos de una institución reguladora, incluyendo la opción de no intervención.

El proceso de consulta es una de las bases del análisis regulatorio. El desarrollo del RIA está estrechamente relacionado con la conducción de un proceso consultivo, en el cual los “grupos de interés” afectados por la regulación puedan participar en el proceso de generación de las propuestas regulatorias.

Al respecto, el propósito del presente documento es recoger y sistematizar la información relevante sobre los aspectos de la propuesta normativa (la naturaleza del problema que se desea resolver, los objetivos y el rango de opciones de política, los impactos, la comparación de las opciones de política, entre otras). El proceso de consulta tiene como fin brindar evidencia adicional sobre el aspecto que busca ser regulado. El análisis del presente documento, de ser necesario, se modificará de acuerdo con toda la información relevante obtenida.

El análisis de impacto regulatorio es una combinación de evaluaciones cualitativas y cuantitativas de los efectos que tendría la implementación de una política regulatoria. Las evaluaciones cualitativas no indican que una regulación es menos importante, sino que se busca evitar la cuantificación espuria que no se encuentre debidamente sustentada. Se sugiere a los agentes de interés, brindar información pertinente que pueda apoyar la cuantificación de algunos aspectos que forman parte del presente documento. Asimismo, a lo largo del documento se encuentran una serie de preguntas en recuadros para que los grupos de interés colaboren en la mejora de la propuesta normativa.

3. CONTEXTO Y PROBLEMÁTICA

3.1. Contexto

La seguridad del suministro energético en el Perú es un concepto que ha ganado mucha importancia en los últimos años, tal como se refleja en la Política Energética Nacional del Perú 2010-2040. Siendo uno de los lineamientos de política contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética, se busca promover proyectos e inversiones que garanticen la seguridad energética del país. La seguridad energética puede entenderse como la garantía de abastecimiento energético a un precio razonable.

En el año 2015, el 51.4% de la producción de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional tuvo como insumo primario al recurso hídrico, el 47.3% fue derivado del gas natural y el 1.3% restante de otras fuentes (Ver Gráfico N° 1).


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Fuente: COES. Elaboración: Osinergmin

Al respecto, la totalidad del gas extraído de Camisea es tratado en la planta de separación de líquidos de Malvinas donde se separan los líquidos del gas natural del gas seco (Gráfico N° 2). El gas seco es transportado hasta Lima mediante gasoducto (Línea 2), donde se comercializa para el mercado interno, y es utilizado por las unidades generadores térmicas en Chilca. La interrupción en el abastecimiento de gas natural, por alguna causa que afecte el ducto de gas natural, compromete seriamente el abastecimiento de electricidad en el país.2

Gráfico N° 2: Gaseoductos Peruanos

Fuente: Chisari, Mastronardi, Romero, y Vásquez (2015).

De acuerdo al Gráfico N° 3 y Gráfico N° 4, el 73% de la capacidad de generación se encuentra concentrada en la región centro, de la cual el 61% es en base a gas natural. En caso de interrupción en la provisión del gas natural de Camisea, cerca del 44% de la capacidad de generación en nuestro país se encontraría comprometida.

2 Por su parte, el gas con destino de exportación utiliza la línea 3, luego de pasar por la planta compresora de Chiquintirca, hasta la planta de licuefacción de Pampa Melchorita. La línea 3 y la licuefacción son dirigidas por Perú LNG.

Gráfico N° 1: Producción de Energía por Tipo de Tecnología


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Gráfico N° 3: Capacidad de generación por ubicación

Gráfico N° 4: Potencia efectiva por ubicación y fuente

Fuente: COES Elaboración: Osinergmin

En este sentido, dada la gran dependencia del consumo de gas natural y el riesgo asociado a una falla o ruptura en la cadena de suministro de gas, en el año 2008 se emitió el Decreto Legislativo N° 1041, el cual entre otros, establece un pago adicional a los generadores eléctricos que utilicen gas natural y cuenten con equipos o instalaciones que permitan su operación con otro combustible. Este incentivo monetario se denomina CAPSE (Compensación Adicional Por Seguridad De Suministro). Dicho pago es regulado por Osinergmin. Además, según el Artículo 2 de la Resolución N° 651-2008-OS/CD, las unidades de generación eléctrica que operan con gas natural y que tienen equipos o instalaciones que les permiten operar alternativamente con otro combustible (diésel 2) se denominan unidades duales. Es decir, la “dualidad” busca incrementar la seguridad energética ante fallas o restricciones en el suministro de gas natural proveniente de Camisea.

El Artículo 6° establece que Osinergmin es el encargado de supervisar el pago por compensación de seguridad de suministro y que dicha compensación debe ser fijada en la Tarifa en Barra. Asimismo, la Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin (OSINERG N° 651-2008-OS/CD) establece el procedimiento de la compensación por seguridad del suministro y que corresponde a Osinergmin verificar el estado de operatividad de las unidades duales y su operación tanto con gas natural como con el combustible alternativo, entendiéndose la operatividad3 como la capacidad para ejercer una función, la cual en este caso consiste en generar electricidad. Un concepto parecido es el de disponibilidad, el cual indica si la unidad dual está lista para usarse. Nótese que la unidad dual puede estar lista para usarse (disponible) pero no contar con el combustible necesario y, por ende, no estaría operativa.

En cumplimiento de sus funciones, Osinergmin ejecuta de manera sostenida y permanente, en todo el ámbito del territorio nacional, el procedimiento de supervisión y fiscalización de las 3 Según la Real Academia de Lengua Española.

Norte 11%

Centro73%

Sur16%

Ducto de GN

3% 7%25%

1%

62%15% 61%

56%38% 31%

0%

20%

40%

60%

80%

100 %

120 %

Norte Centro SurRER Carbón/petróleo Gas Natural Agua


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unidad duales. Este procedimiento es una actividad muy importante porque incide directamente en la seguridad del suministro eléctrico que brindan las empresas generadoras, lo cual podría, en el caso de una restricción al transporte de gas natural, evitar cortes en el suministro de energía y, por ende, evitar un efecto negativo en el bienestar de los consumidores. Por ello, existen oportunidades de mejora en este proceso de supervisión para seguir garantizando la confiabilidad en el sector eléctrico y así evitar posibles cortes en el suministro de electricidad.

En ese sentido, el presente documento plantea una propuesta para establecer incentivos que incidan positivamente sobre la seguridad energética.

3.2. Identificación del problema

El principal problema identificado consiste en que las centrales duales no están garantizando la seguridad del suministro a los usuarios del servicio público de electricidad, por lo que existe un riesgo de racionamiento eléctrico ante una falla o restricción en el transporte de gas natural de Camisea.

Sin embargo, conforme el literal b) del Artículo 31 de la Ley de Concesiones Eléctricas, las unidades duales deben encontrarse en condiciones adecuadas para su operación eficiente tanto con gas natural como con el combustible alternativo diésel 2. En el Anexo N° 1 se muestra la síntesis de este marco normativo.

En este sentido, mediante las actividades de supervisión realizadas por la División de Supervisión de Electricidad en los años 2012 – 2013, se identificaron las siguientes situaciones:

• Indisponibilidad de las unidades duales. La unidades duales no operan en forma

regular con el combustible alternativo, por lo cual cuando son convocadas a operar en modo dual, fallan o su puesta en operación se prolonga más del tiempo declarado.

• Indisponibilidad de combustible. Las unidades duales no han contado con el combustible alternativo de manera oportuna para el adecuado funcionamiento de sus equipos duales. A pesar de que, según el literal 4.3 de la Resolución Nº 084-2014-OS/CD, publicada en mayo 2014, las unidades duales deben contar con reservas del combustible alternativo que le permitan operar a plena carga por 15 días.


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Gráfico N° 5: Operatividad de las generadoras duales

Fuente: Osinergmin Según lo anterior, las unidades que han sido declaradas duales no se han mantenido operativas para trabajar con un combustible alternativo cuando se ha requerido. Es el caso de la Central Térmica Ventanilla, que desde el 28 de noviembre de 2012 al 15 de julio de 2013 y del 28 de noviembre de 2012 al 21 de agosto 2013, las unidades Turbo Gas 3 y Turbo Gas 4 respectivamente, estuvieron indisponibles para su operación con el combustible alternativo4 diésel 2 (operaron en estos periodos con gas natural). A pesar de estas indisponibilidades, las referidas unidades percibieron la remuneración por dualidad. La División de Supervisión de Electricidad (DSE) después de realizar la verificación respectiva, suspendió la calificación como central dual a la Central Térmica Ventanilla (Resolución Osinergmin N° 003-2013-OS/GFE/G). Sin embargo, debido al vacío del Procedimiento Técnico N° 25 del COES, ante la presentación de recurso de apelación por parte de EDEGEL, el Tribunal de Apelaciones de Sanciones en Temas de Energía y Minería (TASTEM) con Resolución Osinergmin N° 7-2014-OS/GG declaró la nulidad de la Resolución de la DSE. La secuencia cronológica del todo el proceso se muestra en el Anexo N°2.

Asimismo, durante la restricción del suministro de gas natural de Camisea ocasionada por la suspensión de la inyección de líquidos por fuga en el ducto, ocurrida del 19 de enero de 2016 al 02 de febrero de 2016, se presentaron desconexiones de algunas unidades duales, la mayoría de estas vinculadas a problemas en los sistemas de combustible diésel como es el caso de las unidades UTI5, UTI6 y TG7 de la Central Térmica Santa Rosa. De igual forma, se registraron retrasos en la operación en modo dual de las unidades de la Central Térmica Ventanilla, de las cuales sólo la unidad TG3 logró operar con combustible diésel. El detalle de las desconexiones se muestra en el Anexo N°3. Además, cuando las unidades duales efectúan prolongados mantenimientos, estas no son penalizadas por efecto del PR-25. Por ejemplo, se tiene el caso de la unidad TG3 de la C.T. de Ventanilla, la cual registró 1523 horas de mantenimiento en el año 2015 (un porcentaje del 17% del año indisponible).

4 El motivo de la indisponibilidad de las unidades TG3 y TG4 de ventanilla, fue el reemplazo total de 24 inyectores de diésel.

Funcionamiento máquina dual

Disponibilidad combustible

Operatividad de las generadoras duales


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3.3. Causas del problema

El objetivo de la Resolución N° 651-2008-OS/CD era incentivar a las empresas de generación a gas natural para que convirtieran sus equipos, de tal manera, que también les sea posible operar con otro combustible. Sin embargo, durante la implementación de estas medidas surgieron varios problemas.

a) Falla regulatoria y riesgo moral

La disponibilidad de las unidades duales de generación es calculada a través del Procedimiento PR-25. Sin embargo, el PR-25 vigente solo permite determinar la indisponibilidad de las unidades duales a partir del uso del combustible principal (gas natural). En el caso de que la unidad dual no pueda operar con el combustible alternativo, la aplicación del procedimiento PR-25 vigente, no permite registrar dicha indisponibilidad. En consecuencia, existe riesgo moral, debido a que las generadores son compensadas por dualidad, aun así no se encuentren disponibles para operar. Es importante señalar que, con la modificación del PR-25 se pretende que en adelante el COES registre la indisponibilidad con ambos combustibles. No obstante, aún persiste el problema de riesgo moral, puesto que, a pesar de las modificaciones, la indisponibilidad solo se registraría desde las 5:00 pm hasta las 12:00 pm (horas punta del sistema) y solamente durante los 6 meses en que se presentan escasas precipitaciones (periodo de estiaje5)

Recuadro N° 2 : CONSULTA A LOS GRUPOS DE INTERÉS Pregunta 2.1: ¿Concuerda con el análisis que la falta de un procedimiento para calcular la disponibilidad de las unidades duales genera un problema de incentivos para la operatividad de las mismas?

3.4. Justificación de la intervención

Desde el punto de vista económico, la falla de mercado descrita anteriormente justifica que el Estado establezca un conjunto de reglas que permita lograr una adecuada provisión de seguridad del suministro eléctrico.

A la fecha, los principales agentes afectados son los usuarios del servicio eléctrico a nivel nacional, los cuales no recibirían el servicio de seguridad de suministro eléctrico, a pesar de estar pagando por él. Así, el pago de los usuarios no tiene una contraprestación directa en la disponibilidad de las unidades duales.

5 El periodo en el cual se producen frecuentes precipitaciones, que elevan los caudales de los ríos, se denomina periodo de avenida y en el Perú habitualmente se presenta entre los meses de noviembre de un año a mayo del año siguiente

Recuadro N° 1 : CONSULTA A LOS GRUPOS DE INTERÉS Pregunta 1.1: ¿Reconoce que la falta de seguridad del suministro eléctrico, por parte de las unidades duales, constituye un problema importante ante una posible falla en el ducto de gas natural de Camisea?


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La falta de garantía en la operación de las unidades duales puede causar efectos sobre la economía en su conjunto, debido a los costos de las interrupciones del suministro eléctrico que afecta a todo el sistema económico.

La no intervención produciría que en el futuro, los usuarios del servicio eléctrico sigan realizando pagos por el CAPSE sin ninguna contraprestación con respecto al mismo. En el futuro, este problema se agravaría, puesto que con la entrada de Fénix Power la potencia de las unidades duales se ha duplicado y asciende a 1041.685 MW.

Cuadro N° 1: Potencia Efectiva de Unidades Duales (DP) Vigente a la Fecha6

La potencia efectiva de las Unidades calificadas como duales, que reciben la "Compensación Adicional por Seguridad de Suministro" se menciona a continuación (potencia efectiva con diésel más inyección de agua).7

• El TG7 de Santa Rosa mediante Resolución N° 3-2014-OS/GFE/G: 121.494 MW. • El UTI 5 y UTI 6 de Santa Rosa mediante Resolución N° 069-2010-OS/GFE: (48.278 +

47.785) MW. • El TG3 y TG4 de Ventanilla mediante Resolución N° 2051-2009-OS/GFE: (146.016 +

143.112) MW. • Ciclo combinado de Fénix Power mediante Resolución N° 3-2016-OS/DSE/G: (535.000

MW).

El Anexo Nº 4 explica cómo se determina el cargo que reciben las empresas que han sido calificadas como duales, denominado Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (en adelante CUCSS). El CUCSS se determina conjuntamente con la fijación de precios en barra, el cual en la última fijación tarifaria ha sido determinado en 0.176 S/ kW-mes.

4. OBJETIVOS

4.1. Objetivo general

• Incrementar la seguridad en el suministro de electricidad como resultado de la disponibilidad de las unidades duales, a fin de mitigar el riesgo de racionamiento eléctrico.

4.2. Objetivos específicos

• Generar incentivos a las unidades duales para garantizar la operatividad de las mismas.

4.3. Objetivos operativos

• Desarrollar un procedimiento adecuado de supervisión, control y seguimiento para:

a) Disponibilidad de las unidades duales, b) Disponibilidad de combustible.

6 Comunicado N° 008-2016-GRT de fecha 27 abril de 2016. 7 Datos de la página web del COES-SINAC.

Parámetro Valor Unidades DP 1041.685 MW


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5. OPCIONES REGULATORIAS

Las opciones se subdividirán en dos grupos, con respecto a: a) LAS CONDICIONES DE OPERATIVIDAD DE LAS UNIDADES DUALES (basado en

performance) b) DISPONIBILIDAD DE LOS COMBUSTIBLES (basado en insumos)

En el Gráfico No 6 se muestra la subdivisión de las propuestas. En primer lugar se evaluarán opciones que evalúen la mayor operatividad de las máquinas duales. De igual modo, en el Caso B se muestra, opciones relacionadas con la verificación del stock de los combustibles en las centrales.

Gráfico N° 6: División de opciones regulatorias

Fuente: Osinergmin

Las opciones para el primer caso considerarán la elaboración de indicadores que reflejen de manera correcta la operatividad de las unidades duales. Estos indicadores podrían formar parte del PR-25, así como de un procedimiento específico del COES. La propuesta de las opciones regulatorias incluye la forma de fiscalización y supervisión a ser aplicadas por Osinergmin. Esto debido a que la conducta de los agentes económicos se basa en incentivos. Así, Laffont y Martimort (2002) señalan como posible solución al problema del riesgo moral, alinear los objetivos del agente que posee mayor información (en este caso las empresas de generación eléctrica que cuentan con unidades duales) con los objetivos del regulador.

Nótese que las opciones regulatorias planteadas se fundamentan en las competencias de Osinergmin, quien es el encargado de regular el pago a los generadores duales conforme Artículo 6 del Decreto Legislativo Nº 1041. Además, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Energía Eléctrica, establece que los procedimientos y programas en materia de operación del SEIN, deben ser elaborados y desarrollados por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), para su aprobación por Osinergmin. En este sentido, el Regulador está facultado para proponer modificaciones a los procedimientos técnicos del COES.

Caso B basado en insumos

Caso A basado en performance


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A continuación, se plantean las opciones regulatorias que se han considerado en el presente documento. Todas las opciones (exceptuando la opción 0 de no hacer nada) tienen incorporada la acción de determinar estándares adecuados que garanticen la operatividad y disponibilidad de combustible de las unidades duales, dado que es la causa principal que genera los problemas que se desean resolver.

En el presente caso, se dividen las opciones secciones relativas a la operatividad de las unidades duales, con las opciones relativas a la disponibilidad de los combustibles.

5.1. LAS CONDICIONES DE OPERATIVIDAD DE LAS UNIDADES DUALES

• Opción 0: escenario base – marco regulatorio actual

El escenario base contempla continuar con la situación actual y la no intervención en la regulación relativa al CAPSE. El marco normativo emitido por Osinergmin como resultado del Decreto Legislativo N° 1041 que crea la compensación a las unidades duales ha contemplado dos normas, de un lado la Resolución N° 651 -2008-OS/CD, publicada en noviembre de 2008 y la Resolución Nº 084-2014-OS/CD publicada en mayo de 2014.

El escenario base será el punto de comparación, sobre el cual se evaluará el impacto de cada una de las opciones regulatorias. En este caso, a la fecha la operatividad de las centrales duales se mide a través del Procedimiento COES Nº 25 “Factores de Indisponibilidades de las Unidades de Generación”. Se ha descrito en la problemática del presente documento que la metodología actual, e inclusive después de la modificación, no permite medir la disponibilidad de las centrales de manera correcta. Asimismo, los usuarios del servicio público de electricidad realizan un pago sin tener una contraprestación real de un servicio, en este caso la “confiabilidad de suministro”. De no haber intervención, el problema se agravaría, debido a que el monto que va a ser asumido por los usuarios se incrementaría, debido al ingreso de la capacidad dual de Fénix.

• Opción 1A: incluir a las centrales duales en las pruebas aleatorias del PR-25 en el cual se compruebe el arranque de las máquinas.

Esta opción involucraría la modificación del PR-25 y corroborar la operatividad de las centrales a través de pruebas aleatorias que se incluiría en el PR-25.

Supervisión y fiscalización: Ante la no conformidad de la prueba, se produciría el cese de pago por un período que genere incentivos necesarios para la disponibilidad de las centrales (aproximadamente entre 3 y 4 meses).

De tal forma, la Resolución Nº 084-2014-OS/CD sería modificada de la siguiente manera:

“4.4. En caso de incumplimiento de lo dispuesto en el numeral 4.3, i) la Gerencia de Supervisión de Energía – División de Supervisión de Electricidad suspenderá la calificación de unidad dual, por un período de 4 meses, período en el cual la empresa no recibirá el CAPSE”.

• Opción 2A: vincular el pago de las unidades duales en base a medidas de desempeño.

Esta opción contempla modificar la forma en que se efectúa el pago por dualidad. De tal manera que, el pago se realice en función a medidas de desempeño o performance. Este


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performance, podría ser una medida de disponibilidad promedio de la central (% de horas operativas de la central) o la disponibilidad ante un “evento de escasez”8. Donde el evento de escasez se define como aquella situación en la cual es necesario utilizar las unidades duales, dada la no provisión de gas natural. 9

En tal sentido, durante este “evento de escasez” se define un nivel de capacidad exigible a las centrales duales, es decir, cuánta energía deberán producir con el combustible alternativo para abastecer los requerimientos de la demanda.10 Debe recordarse que, a la fecha las empresas de generación dual reciben un pago por la potencia dual instalada. Sin embargo, en muchos casos, dicha potencia no ha estado disponible para operar cuando se la ha requerido. Por ello, la propuesta plantea corregir el pago por dualidad en función a la disponibilidad de las unidades duales.

De esta forma, la central solo recibiría un pago por aquella cantidad de capacidad que ha estado disponible, sea como disponibilidad promedio, sea durante un evento de escasez. Existen diferentes métricas que permiten determinar la operatividad de las centrales de generación, como se ve en el Recuadro N° 3.

Asimismo, en el periodo regulatorio siguiente (período de mayo-abril de la tarifa en barra), se podría corregir la capacidad por la cual las unidades duales pueden recibir el pago, corrigiéndolo por la tasa de disponibilidad. Este método es utilizado en Estados Unidos11 y se realiza a partir del cálculo de la capacidad no forzada “Unforced Capacity (UCAP)”, es decir, la capacidad que cada unidad de generación puede ofrecer en el mercado de capacidad multiplicado por las tasas de indisponibilidad (Ver ecuación 1).

Capacidad no forzada = MW x (Factor de disponibilidad) (1)

En este caso, si una unidad dual, por ejemplo, tiene una potencia de 200 MW y durante la vigencia de la medida de disponibilidad solo ha estado disponible el 20% del tiempo, durante el siguiente período regulatorio solo recibiría el pago por 40 MW en el período siguiente.

Supervisión y fiscalización: En este caso, la penalidad se mide como la capacidad no suministrada, es decir la diferencia entre la capacidad nominal por el cual la central recibe el pago y el nivel de capacidad efectivamente suministrada (% de disponibilidad) multiplicado por el precio unitario del CAPSE. En este caso, un nueva Resolución debería contener cuál es el procedimiento por el cual la empresa va a ser evaluada. Asimismo, se debería notar que el factor de potencia será corregido por los valores de disponibilidades registrados en el período anterior.

8 En la literatura anglosajona se utiliza el término “shortage event”. 9 Al respecto, Vásquez et al. (2015) estiman que el costo de una interrupción total en el servicio de transporte de gas natural fluctúa en un rango entre 290 a 335 millones de dólares al día. 10 Se suele usar el término “seguimiento de carga” para expresar una situación en la cual la variable resultado se ajusta al nivel de la demanda de electricidad. En inglés se expresa como “demand-folllowing o load following” 11 Por ejemplo, en el mercado eléctrico de Pensilvania, New Jersey y Maryland (PJM).


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Recuadro N° 3 : Métricas de disponibilidad de centrales de generación Tasa de indisponibilidad forzada (Forced Outage Rate - FOR) La tasa de indisponibilidad forzada o FOR (por sus siglas en inglés) se define como el número de horas que una unidad se halla en paro forzado sobre el número total de horas en un año (que es la suma de las horas que la unidad está disponible para el servicio y las horas en la cual está en paro forzado). Tasa equivalente de Indisponibilidad Forzada para la Demanda (Demand Equivalent Forced Outage Rate – EFORd) Es una medida de probabilidad de que una unidad generadora falle, ya sea parcial o totalmente, cuando está en operación o está llamada a operar (período de demanda). En los mercados de capacidad en Estados Unidos, dicho indicador se mide para un período de 5 años, resultando en la EFOR5d.

Recuadro N° 4: CONSULTA A LOS GRUPOS DE INTERÉS

Pregunta 4.1. ¿Usted puede recomendar una medida de disponibilidad para medir la operatividad de las unidades duales (EFORd, FOR, etc.)?

Pregunta 4.2. ¿Recomienda otra alternativa para medir la operatividad de las centrales duales y condicionar el pago a ésta? Se invita a los interesados a proporcionar información cuantitativa en términos de costos y beneficios vinculados a las diferentes opciones presentadas.

Es importante mencionar que, en ambas opciones, en caso de incumplimiento se plantea un esquema de liquidaciones sobre el monto de ingreso recibido por las unidades duales. Es decir, las penalidades se liquidarían sobre el ingreso de las empresas (Base Tarifaria). Se considera de modo alternativo la imposición de multas debido a que en muchos casos, éstas no cumplen su papel disuasivo, al transcurrir por muchas instancias administrativas y judiciales antes que puedan ser efectivos los pagos. Asimismo, las multas no permiten compensar a los usuarios del servicio eléctrico, los cuales son los que retribuyen el pago por dualidad. De esta forma, es recomendable adoptar principalmente el esquema a través de liquidaciones sobre el monto recibido por las unidades duales, ya que así se afectarían directamente los ingresos de las centrales.

5.2. Verificación del stock de combustible

En la presente sección se presentan las opciones de política propuestas en relación a la verificación del stock de combustible. Estas opciones se presentan en comparación con el escenario base, y radican en una verificación de insumos (input based regulation) “disponibilidad de combustible”, de esta forma, se pretende complementar las opciones en base a medidas de desempeño (output based-performance based regulation) planteadas en la sección anterior.


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• Escenario base “0” Según la Resolución Nº 084-2014-OS/CD publicada en mayo 2014, sobre la disponibilidad de combustible, se señala lo siguiente: “4.3. (…)

Los generadores con Unidades Duales calificadas garantizarán: ii) La disponibilidad del combustible alternativo que le permita operar a plena carga con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo. Esta disponibilidad se demostrará mediante almacenamiento físico o mediante contratos de suministro respectivos. 4.4 En caso de incumplimiento de lo dispuesto en el numeral 4.3, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica impondrá la multa establecida en Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN, que como mínimo será igual a la suma de las compensaciones por seguridad de suministro recibidas en cada mes en que se hubiera incumplido la obligación y será suficiente como para disuadir al generador de no cumplir con sus obligaciones como Unidad Dual.”

Según la Resolución Nº 651-2008-OS/CD, sobre la verificación del combustible, se menciona lo siguiente: “Artículo 9. Verificación de obligaciones 9.1. Al menos dos veces al año, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN verificará que la Unidad Dual que no integra una Planta de Reserva Fría garantice la disponibilidad de combustible alternativo al gas natural que le permita operar a plena carga con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo. En caso de incumplimiento se multará por un monto equivalente a la compensación que recibiría por tres meses.”

El problema con el esquema de supervisión vigente radica en que las empresas pueden cumplir con la regulación al contar con contratos de suministro de combustible, sin embargo éstos no aseguran la disponibilidad del mismo cuando la central es llamada a operar. A la fecha, la propuesta consignada en la operatividad de las centrales establece un criterio en base a la disponibilidad real (performance). Por lo tanto, la regulación en base a insumos (input based) sería complementaría a la misma.

• Opción 1: Aumentar el número de verificaciones física de combustible diésel y retirar calificación de dual

La opción radica en aumentar las inspecciones inopinadas durante el año. De esta forma, se efectuarán 6 inspecciones inopinadas al año a las plantas duales (que tengan almacenamiento físico). De tal forma, se verificará las visitas en planta con el programa de Supervisión Control y Adquisición de Datos (SCADA) con el objeto de comprobar que disponen del volumen especificado. En esta verificación se comprobara la antigüedad del combustible almacenado. Asimismo, si la disponibilidad de combustible se halla acreditado mediante contratos de suministro, la verificación se limitará a solicitar a la generadora información sobre la vigencia de los contratos.


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Supervisión y fiscalización: Se recomienda la suspensión de la calificación de unidad dual por un período de 4 meses, en el caso que se registre un incumplimiento o se compruebe información no verídica por parte de los generadores. La propuesta de modificación sería la siguiente:

“4.4 En caso de incumplimiento de lo dispuesto en el numeral 4.3, Gerencia de Supervisión de Energía – División de Supervisión de Electricidad suspenderá la calificación de central dual por 4 meses a la unidad de generación e impondrá la multa establecida en Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN, que como mínimo será igual a la suma de las compensaciones por seguridad de suministro recibidas en cada mes en que se hubiera incumplido la obligación y será suficiente como para disuadir al generador de no cumplir con sus obligaciones como Unidad Dual.”

Recuadro N° 5 : CONSULTA A LOS GRUPOS DE INTERÉS Pregunta 5.1: ¿Usted puede presentar una recomendación de alternativa para hacer cumplir la verificación del stock de combustible? Pregunta 5.2: ¿Usted tiene en mente alguna alternativa tecnológica que permita medir la disponibilidad del combustible?

6. IMPACTO DE LAS OPCIONES DE POLÍTICA

El principal impacto de la propuesta está relacionado con la mejora en la seguridad de suministro eléctrico en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, debido a la mayor disponibilidad de las centrales de generación dual. El impacto positivo dependerá de la probabilidad de ocurrencia de una falla en el ducto de gas de Camisea, y el efecto de la reducción del riesgo moral sobre la operatividad de las centrales duales; es decir, cómo las diferentes opciones generarán los incentivos adecuados para la disponibilidad de las unidades duales.

En esta sección, se analizará los principales efectos de las opciones regulatorias propuestas, sobre cada uno de los agentes participantes en el mercado. En especial, se enfocará en: el organismo supervisor (Osinergmin), las empresas reguladas (empresas de generación duales) y los consumidores. En un primer momento, se describirá el beneficio de las opciones, que buscan reducir el riesgo moral en las centrales de generación duales producto de la falla regulatoria.

El análisis costo-beneficio de cada opción se realizará tomando como base el modelo conceptual del Gráfico N° 7, el cual analiza los posibles impactos sobre cada uno de los grupos de interés: Osinergmin, empresas de generación y consumidores finales.


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Gráfico N° 7: Potenciales impactos de la supervisión en base a incentivos sobre los grupos de interés

Fuente y elaboración: Osinergmin

6.1. Beneficios

Con el objeto de cuantificar los beneficios de la mayor confiabilidad en el suministro eléctrico que brinda la instalación de unidades duales en el conjunto de la economía peruana, se realiza una evaluación de impacto macroeconómico utilizando un modelo de equilibrio general computable (MEGC). Esta es una representación numérica de las condiciones de equilibrio agregado en cada uno de los mercados de una economía, en la cual intervienen productores y consumidores con comportamientos establecidos mediante funciones de producción y consumo que dependen de los precios relativos.12

12 Entre sus características están: la base de teoría microeconómica sólida, que permite cuantificar los efectos directos e indirectos de una política en las diferentes variables sectoriales y agregadas relevantes; que asegura que exista consistencia interna de los resultados; y que es altamente flexible, puesto que puede considerar diferentes formas de funcionamiento de una economía. En Vásquez et al. (2015) se describen las ecuaciones del modelo.


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El beneficio de la seguridad del suministro eléctrico resulta de comparar el efecto de una interrupción en el suministro de gas natural proveniente de Camisea en dos escenarios13.

Primer escenario (escenario real):

Se asume que ante una restricción en el suministro de gas natural las centrales térmicas que usan gas natural no podrán operar y saldrán del sistema 2 747 MW de capacidad. En este caso las unidades duales operan a un 100% de su capacidad (1 042 MW) para tratar de cubrir el déficit de generación y garantizar la continuidad del suministro eléctrico. Con la operación de las centrales duales solo salen de operación 1 705 MW y la producción eléctrica se reduce en 23%14.

Segundo escenario (escenario contrafactual):

Se asume que no existen unidades duales. Por lo que, ante la falta de gas natural las centrales no puedan operar con un combustible sustituto, y saldrán del sistema 2 747 MW de capacidad. Este retiro de centrales ocasionará que la producción eléctrica se reduzca en 44%. (Ver Cuadro N° 2).

Cuadro N° 2: Potencia instalada y energía producida de las centrales a gas natural el 2015

Potencia instalada (MW)

Energía producida (GWh)

Participación producción

Gas de Camisea 2 747 19 523 44% Total 10 150 44 540 100%

Fuente y elaboración: Osinergmin

A partir del análisis anterior, se realizaron dos simulaciones.

• Para el primer escenario, producto de la restricción en el suministro de gas natural se asume que la producción de electricidad disminuye en 23%.

• Mientras que para el segundo escenario se simuló un choque negativo en la producción de electricidad de 44%.

En este sentido, el beneficio por la instalación de las centrales duales es la diferencia entre la pérdida de la producción en ambos escenarios, es decir, la instalación de centrales duales permitiría amortiguar la caída en la producción de electricidad. Es importante mencionar que el análisis se centra solo en la disminución de la producción de electricidad como resultado de la restricción en el suministro de gas natural15, un análisis global de los efectos de las restricciones al transporte de gas natural sobre la economía peruana se puede encontrar en Chisari et al. (2015).

13 La interrupción en el servicio de transporte de gas natural se puede deber a un desastre natural. Al respecto, Vásquez, et al. (2013) efectúan un análisis teórico sobre los criterios para evaluar y regular las medidas de seguridad en la industria del gas y el petróleo. 14 Nótese que la potencia instalada dual asciende a 1041.7 MW, en términos de energía anual sería equivalente a 9125 GWh (1041.7MW × 8760horas 1000⁄ ). Por lo que la reducción en la producción de electricidad sería de 10 398 GWh (19253− 9125), 23% del total producido en el 2015. 15 En términos del MEGC la simulación realizada presenta los mismos efectos que una reducción en la productividad en la generación eléctrica.


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Ante una disminución de la producción de electricidad en 44%, los sectores del downstream de electricidad y la industria intensiva en energía se ven claramente afectados. El mecanismo de transmisión se realiza desde los sectores transmisión y distribución de electricidad e impacta como un efecto derrame sobre el resto de actividades económicas. El efecto sobre la economía al cabo de un año genera una contracción de 3.54% del PBI, debido a que la electricidad es un insumo fundamental en la producción de distintas industrias, una caída de la balanza comercial en 0.05% debido a la reducción de las exportaciones, una disminución del resultado fiscal en 1.03% porque la recaudación disminuye, y una disminución en el bienestar de los hogares, medido por la Variación Equivalente16 (VE): 2.69% en los hogares pobres (quintiles 1 y 2 de ingreso) y 2.85% en los hogares ricos (quintiles 3, 4 y 5 de ingreso). Los principales resultados pueden observarse en el Cuadro N° 3.

Cuadro N° 3: Principales resultados de las simulaciones en el MEGC (en %)

Indicadores

Disminución de producción de

electricidad en 44% (1)

Disminución de producción de

electricidad en 23% (2)

Ahorro (2) - (1)

Indicadores Macroeconómicos PBI -3.54 -0.8 2.74 Balance Comercial -0.05 0.00 0.05 Resultado Fiscal -1.03 -0.27 0.76 Indicadores de Bienestar Hogar pobre -2.69 -0.66 2.03 Hogar rico -2.85 -0.70 2.16

Fuente y elaboración: Osinergmin.

En el escenario real, si entran a operar las unidades duales la caída de la producción de electricidad sería de tan solo 23%. Lo que originaría una reducción en el PBI de 0.8%, por lo tanto, la seguridad de suministro de electricidad evitaría una caída de 2.74% del PBI en un año. En el Cuadro N° 3, el efecto ahorro de la seguridad del suministro eléctrico se calcula como la diferencia de las columnas (2) y (1). En tal sentido, se genera un ahorro de 0.05% en la balanza comercial y 0.76% en el resultado fiscal. Asimismo, los hogares perciben un bienestar mayor a comparación del escenario contrafactual, en particular un 2.03% para los hogares pobres y 2.16% para los hogares ricos.

En términos equivalentes, se generaría un ahorro de 37 millones de soles por día. En el Cuadro N° 4 se presentan escenarios hipotéticos que modelan la duración del efecto de la restricción en una semana, un mes o un trimestre17.

16 La VE es la cantidad de dinero que haría indiferente al consumidor ante el cambio en el precio de un bien. Las disminuciones de producción de electricidad que analizamos en esta sección equivalen a una variación en el precio de electricidad. 17 El efecto anual se reparte de forma proporcional para cada día del año. Otra opción sería asumir que los costos sean superiores al inicio (pendiente más pronunciada) y con el tiempo la misma vaya perdiendo fuerza dado que la economía tiende a adaptarse post-desastre, consiguiendo sustitutos energéticos por ejemplo.


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Cuadro N° 4: Valoración social de la seguridad del suministro eléctrico en millones de soles reales

Duración del efecto 1 día 7 días 1 mes 3 meses

Ahorro 37 257 1102 3306 Fuente y elaboración: Osinergmin.

En resumen, la propuesta tendrá impactos sobre la seguridad energética al establecer incentivos que fomentarían la disponibilidad de las unidades duales. El efecto real sobre la seguridad estará dado por los incentivos que brinden las opciones de política para garantizar la confiabilidad en el sistema eléctrico. En el caso de los consumidores, la propuesta tiene un beneficio aun en el caso donde no se generen los incentivos para fomentar la disponibilidad. Esto debido a que se produce un efecto redistributivo. Los consumidores no van a pagar por un servicio que no están recibiendo. Así, los usuarios pagarán por la disponibilidad real de las unidades duales, es decir realizarán un pago en base al desempeño de las empresas. En lo concerniente a los costos para el regulador. Por otro lado, los beneficios de la propuesta sobre el regulador están vinculados a la mejora en el conocimiento sobre la seguridad del suministro eléctrico (se reduce la asimetría de información entre el regulador y las empresas) y las condiciones en las que evoluciona el mercado de electricidad para realizar las acciones de supervisión y fiscalización respectiva. Además, existe un beneficio adicional por la mejora en la percepción de la población sobre el desempeño del regulador del sector energía. 6.2. Costos

En la presente sección se analizan los costos que le reportan a las empresas de generación dual y al Osinergmin la propuesta para mejorar la supervisión de los pagos a las unidades duales.

6.2.1. Costos asociados a las condiciones de operatividad de las unidades duales

• Costos sobre las empresas de generación dual

Los costos más importantes identificados por el cumplimiento de la regulación pueden establecerse a continuación.

− Costos de proveer los niveles adecuados de operatividad de las unidades duales: En el caso que las empresas respondan adecuadamente a los incentivos brindados por las opciones de política, las empresas tendrán que invertir lo necesario para garantizar la operatividad de sus unidades duales.

− Potenciales costos de no cumplimiento con la regulación: Costos asociados al cese o reducción en el pago por dualidad en el caso de que las empresas no garantice la operatividad de sus unidades duales.

Evaluación de las opciones

Opción 1A:

En lo relativo al impacto sobre las empresas generadoras, existen costos asociados a cumplir con los requerimientos de operatividad de las unidades duales. Por otro lado, los costos correspondientes al arranque de las unidades duales con el combustible alternativo y los ingresos que se dejan de percibir por la venta de energía, mientras la unidad es apagada y encendida de nuevo.


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Opción 2A:

En este caso, existen costos asociados al cumplimiento de los niveles adecuados de operatividad. Sin embargo, esta opción presenta costos menores con respecto a la Opción 1.

• Costos sobre Osinergmin

Los costos sobre el regulador están dados por las medidas dispuestas para garantizar la operatividad de las unidades duales, es decir, los costos asociados a la supervisión y fiscalización.


Opción 1A:

Costos logísticos de los ensayos-Costos de los ensayos: En este punto, la Opción 1 genera la necesidad de realizar el muestreo de las unidades duales y realizar una prueba de la unidad dual con el combustible alternativo. En este caso, se presenta costos asociados a las actividades logísticas de transporte de personal y al entrenamiento del personal existente para hacer cumplir el nuevo requisito.

Opción 2A:

Costo de base de datos: En este caso los costos vigentes de supervisión no van a aumentar, dado que esta opción consiste en brindar incentivos para garantizar la disponibilidad y operatividad de las unidades duales. No obstante, la opción presenta ciertos costos asociados al almacenamiento de datos de las estadísticas de indisponibilidad de las centrales duales.

6.2.2. Costos asociados a la verificación del stock de combustible

Para las opciones asociadas a la verificación del stock de combustible, al adoptarse solamente una opción adicional, se analizará su impacto con respecto al escenario base.


Opción 1

Escala del impacto

Costos administrativos para el regulador: La opción mayor supervisión, por lo cual involucra un mayor gasto con respecto al escenario base.

Leve

Costo para las empresas: En este caso, la empresa tendría mayores incentivos en reportar sus stocks de combustibles, dado que en caso contrario involucraría que se suspenda su condición de generación dual.

moderado

Recuadro N° 6:

La regulación económica está caracterizada por la existencia de información asimétrica entre la empresa regulada y el regulador. La información asimétrica hace referencia a la mayor información privada que posee la empresa sobre, por ejemplo, los costos. En este


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7. EVALUACIÓN DE LAS OPCIONES DE POLÍTICA

Cada una de las opciones regulatorias se examinaron a la luz de criterios de evaluación de carácter cualitativo, con la posibilidad de poder comparar las opciones y elegir la que mayores beneficios netos tenga. Los criterios considerados fueron:

a) Efectividad de la intervención, o la capacidad de la opción para lograr el objetivo específico indicado.

b) Costo-eficacia, es decir, que las empresas que prestan el servicio eléctrico incurran en costos mínimos para implementar las acciones necesarias para cumplir con la regulación.

c) Simplicidad regulatoria - menores costos de supervisión/fiscalización o el reducir al mínimo las actividades de administración, supervisión y control relacionadas a cada propuesta.

d) Nivel de incentivos, es decir, que opción brinda los mayores incentivos para garantizar la seguridad del suministro eléctrico

Para la evaluación de cada criterio, se utiliza la siguiente tabla:

Cuadro N° 5: Escala de criterios de evaluación

3 2 1 0 -1 -2 -3 Alto

beneficio/ relativo a escenario

base.

Moderado beneficio/ relativo a escenario

base.

Bajo beneficio/ relativo a escenario

base.

No presenta un cambio

sustancial con respecto al escenario

base.

Bajo costo/ relativo a escenario

base.

Moderado costo/ relativo

a escenario base.

Alto costo/ relativo a escenario

base.

A continuación, se presenta la evaluación cualitativa de las opciones formuladas por el equipo de trabajo de acuerdo a los criterios mencionados anteriormente y de acuerdo a la evaluación de costos y beneficios de cada opción realizada en la sección anterior.

punto será valiosa la información de las empresas sobre la cuantificación de los costos de la propuesta.

Pregunta 6.1: ¿Está de acuerdo con el enfoque presentado para evaluar los impactos de la propuesta en las empresas de generación dual? ¿Existe alguna evidencia que no se ha identificado que podría mejorar el análisis?

Pregunta 6.2: ¿Hay impactos materiales adicionales que deben ser considerados?

Pregunta 6.3: ¿Puede proveer un estimado monetizado de los costos que cada opción generaría sobre las empresas de generación dual?


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Cuadro N° 6: Evaluación de las opciones de política

Condiciones de operatividad

Verificación del stock de combustible

Criterios de evaluación cualitativa Opción 1A Opción 2A Opción 1B Opción 2B Efectividad 2 3 1 1 Costo-Eficacia para las empresas -2 -1 0 0 Simplicidad regulatoria -1 0 -1 -2

Resultado de evaluación cualitativa -1 2 0 -1 Condiciones de operatividad de las unidades duales

a) Criterio de efectividad de la intervención (seguridad del suministro). Se asignó un mayor puntaje a la Opción 2 puesto que vincular el pago a las unidades duales en función de la capacidad disponible ofrece mayores incentivos para cumplir los objetivos establecidos

b) Criterio de costo-eficacia para las generadoras. Se asignó el puntaje más bajo a la Opción 1, puesto que el arranque de las unidades duales representa un costo adicional que no se presenta en la Opción 2.

c) Criterio de simplificación regulatoria. Las Opción 1 tiene el puntaje más bajo, debido a que representa un costo mayor. En relación a la Opción 2 se le asignó un valor de cero (0) porque no genera un cambio sustancial con respecto al escenario base.

De acuerdo a una primera evaluación cualitativa realizada, la opción preferida constituye la Opción 2A.

Verificación del stock de combustible

En este caso, solo se está presentando una opción adicional al escenario base. A los agentes de interés se les invita proponer nuevas opciones.

8. COMENTARIOS Y SUGERENCIAS RESPECTO AL DOCUMENTO

El presente documento constituye una primera etapa en la formulación y evaluación de propuestas que contribuyan a solucionar el problema de garantizar la seguridad del suministro eléctrico. Se espera recibir los comentarios y/o sugerencias de los agentes interesados a fin de mejorar el análisis realizado y tener una mejor aproximación a los beneficios y costos de las propuestas formuladas.

En caso de que, producto de los comentarios recibidos, se identifiquen opciones adicionales para solucionar el problema, éstas serán incorporadas en el documento y evaluadas para

Recuadro N° 7: 7.1 ¿Concuerda con la evaluación realizada? ¿Considera que deben considerarse otros criterios para evaluar las opciones?


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determinar su efectividad en alcanzar los objetivos propuestos con respecto a las propuestas presentadas en el presente documento.


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9. REFERENCIAS

Chisari, O., Mastronardi, L., Romero, C. & Vásquez, A. (2015). Los impactos económicos de las restricciones al transporte de gas natural en el Perú: Un análisis de equilibrio general computable. Documento de Trabajo No 33, Gerencia de Políticas y Análisis Económico – Osinergmin, Perú. Chisari, O., Mastronardi, L., Romero, C. & Vásquez, A. (2015). “The cost of failing to prevent gas supply interruption: A CGE assessment for Peru.” Economics and Policy of Energy and the Environment, 2015(2): 131-148. LaCommare, K. & Eto, J. (2006). Cost of power interruptions to electricity consumers in the United States. Energy, 31, 1845-1855. Laffont, J. & Martimort, D. (2002). The Theory of Incentives. Princeton University Press. Noel, P. & Findlater, S. (2010). Gas Supply Security in the Baltic States: A Qualitative Assessment. Working Paper. Cambridge. Osinergmin (2014). Mercados de Capacidad y Confiabilidad en el Sector Eléctrico: Aspectos Conceptuales y Experiencias Internacionales. Documento de Trabajo No 32, Osinergmin, Perú 2014. Osinergmin (2016). Guía de Política Regulatoria N° 1: Guía Metodológica para la realización del Análisis de Impacto Regulatorio en Osinergmin. Gerencia de Políticas y Análisis Económico. Disponible en http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/Institucional/RIA/Guia-Politica-Regulatoria-N-1.pdf Osinergmin (2016). Anexos de La Guía de Política Regulatoria N° 1. Gerencia de Políticas y Análisis Económico. Disponible en http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/acerca_osinergmin/analisis-de-impacto-regulatorio Targosz, R. & Manson, J. (2007). Pan European LPQI Power Quality Survey, 19th International Conference on Electricity Distribution.



http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/acerca_osinergmin/analisis-de-impacto-regulatorio

http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/acerca_osinergmin/analisis-de-impacto-regulatorio


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ANEXOS DE LA PROPUESTA


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ANEXO N°1

Marco Normativo • DECRETO LEGISLATIVO Nº 1041 publicado el 26 de junio de 2008

Artículo 6°.- Compensación adicional por seguridad de suministro OSINERGMIN regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible. Dicha compensación se denominará compensación por seguridad de suministro. OSINERGMIN, al fijar la Tarifa en Barra, considerará como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento.

• RESOLUCION N°651 -2008-OS/CD publicada en noviembre 2008

3.4 Costo Unitario Eficiente por Dualidad: Costo eficiente en que se incurre para dotar a la Unidad Dual de Referencia de la capacidad de operar con diésel 2 como alternativa al gas natural. Se expresa en Soles por kilovatio al mes (S/./kW-mes). 3.5 CUCSS: Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro. Se adiciona como un componente del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y se expresa en Soles por kilovatio al mes (S/./kW-mes). Artículo 4. ASPECTOS GENERALES 4.1. El CUCSS se establecerá por OSINERGMIN en cada proceso de fijación de Precios en Barra. 4.2. Las solicitudes de calificación como Central Dual se efectuarán a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, teniendo ésta un plazo de 30 días calendario para aceptarla o denegarla. Sólo se otorgará esta calificación a las turbinas a gas que garanticen la disponibilidad de combustible alternativo al gas natural que le permita operar a plena carga como mínimo con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta. Esta disponibilidad se demostrará mediante almacenamiento físico o mediante contratos de suministro respectivos. 4.3. La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN verificará el estado operativo de las Unidades Duales, considerando que deben encontrarse en adecuadas condiciones para su operación eficiente en concordancia con lo dispuesto en el literal b) del Artículo 31 de la Ley de Concesiones Eléctricas, tanto con gas natural como con el combustible alternativo. Artículo 8°. SANCIONES Al menos dos veces al año, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN verificará que la Unidad Dual garantice la disponibilidad de combustible alternativo al gas natural que le permita operar a plena carga con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo. En caso de incumplimiento se le multará por un monto equivalente a la compensación que recibiría por tres meses.


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• RESOLUCION Nº 084-2014-OS/CD publicada en mayo 2014

4.3. Las Unidades Duales calificadas deben encontrarse en adecuadas condiciones para su operación eficiente en concordancia con lo dispuesto en el literal b) del Artículo 31° de la Ley de Concesiones Eléctricas. La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN efectuará la correspondiente verificación. Los generadores con Unidades Duales calificadas garantizarán: i) La operatividad de los equipos o instalaciones que permitan la operación con otro

combustible alternativo al gas natural, no debiendo las Unidades Duales exceder los valores referenciales máximos de indisponibilidad fortuita y programada mensual, ni de indisponibilidad programada anual, establecidos para unidades térmicas en el Procedimiento Técnico COES PR-25 o el que lo sustituya.

ii) La disponibilidad del combustible alternativo que le permita operar a plena carga con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo. Esta disponibilidad se demostrará mediante almacenamiento físico o mediante contratos de suministro respectivos.

4.4. En caso de incumplimiento de lo dispuesto en el numeral 4.3, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica impondrá la multa establecida en Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN, que como mínimo será igual a la suma de las compensaciones por seguridad de suministro recibidas en cada mes en que se hubiera incumplido la obligación y será suficiente como para disuadir al generador de no cumplir con sus obligaciones como Unidad Dual. Artículo 9. VERIFICACIÓN DE OBLIGACIONES 9.1. La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN establecerá los procedimientos para verificar el cumplimiento de lo dispuesto en el numeral 4.3.


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ANEXO N°2 SECUENCIA CRONOLÓGICA DEL CASO DE LAS UNIDADES DE LA CT. VENTANILLA

Se presenta en el gráfico siguiente, las condiciones de dualidad con relación al caso de las unidades duales TG4 y TG3 de la CT. Ventanilla. Es importante mencionar que en la RESOLUCION N°651 -2008-OS/CD como en la RESOLUCION Nº 084-2014-OS/CD no se establece la suspensión de la calificación dual como penalidad.

Fuente: GSE – División de Supervisión de Electricidad. Osinergmin. En el periodo del 15/07/2009 al 27/11/2012, las unidades TG3 y TG4 de la CT. Ventanilla remuneraron y no se reportaron condiciones de indisponibilidad. Del 28/11/2012 hasta 15/07/2013 las unidades TG3 y TG4 estuvieron indisponibles para operar con Diésel (operaron en estos periodos con GN), incrementándose dicha indisponibilidad para el caso de la unidad TG4 hasta el 21/08/2013. A pesar de estas indisponibilidades, las referidas unidades percibieron la remuneración por dualidad.


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ANEXO N°3

- Desconexiones de las unidades duales UTI5 y UTI6

Fuente y Elaboración: GSE – División de Supervisión de Electricidad. Osinergmin.

- Desconexiones de la unidad dual TG7

Fuente y Elaboración: GSE – División de Supervisión de Electricidad. Osinergmin.

EMPRESA EQUIPO

EDEGEL CT. SANTA ROSA - TG7



21.01.2016

A las 10:27 h del 21.01.2016 desconectó la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa cuando generaba 100MW por falla. De acuerdo a lo informado por Edegel, titular de la unidad, la falla se produjo por fuegoincipiente externo en tobera 3 de inyección de combustible. No se reportó interrupción de suministros en el SEIN. A las 17:47 h el generador quedó disponible luego de su mantenimiento correctivo.

21.01.2016A las 21:05 h del 21.01.2016 desconectó la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa por falla producida porbaja presión de combustible. No se reportaron interrupciones de suministros. A las 12:45 h del22.01.2016 la unidad sincronizó con el SEIN.

28.01.2016

A las 08:45 h del 28.01.2016 desconectó la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa cuando generaba 95MW por falla. De acuerdo a lo informado por EDEGEL, titular de la unidad, la falla se produjo por bajapresión de combustible. No se reportó interrupción de suministros en el SEIN. A las 14:25 h, sincronizóla unidad TG7 con el SEIN.

FECHA DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

EMPRESA EQUIPO

EDEGEL CT. SANTA ROSA - UTI6

EDEGEL CT. SANTA ROSA - UTI6 - UTI 5



EDEGEL CT. SANTA ROSA - UTI5

21.01.2016

A las 02:53 h del 21.01.2016 desconectaron las unidades UIT5 y UTI6 de la C.T. Santa Rosa por falla.De acuerdo a lo informado por Edegel, titular de las unidades, la falla se produjo por baja presión decombustible. No se registró interrupción de suministros. Las unidades entraron en operaciónnuevamente a partir de las 08:00 h.

21.01.2016A las 21:05 h del 21.01.2016 desconectaron las unidades UTI5 y UTI6 por falla debido a baja presión decombustible. No se reportaron interrupciones de suministros. A las 22:18 h, sincronizó la unidad UTI5. Alas 22:29 h, sincronizó unidad UTI6.

22.01.2016

A las 19:27 h del 22.01.2016 desconectó el generador UTI5 de la CT Santa Rosa por falla debido abaja presión en la tubería de combustible diesel. Se desconectó cuando generaba 40 MW. No sereportaron interrupciones de suministros. El generador quedó indisponible para su inspección. A las21:17 h, se declaró disponible.

20.01.2016

A las 15:51 h del 20.01.2016 desconectó la unidad UTI6 de la C.T. Santa Rosa cuando generaba 44MW por falla. De acuerdo a lo informado por Edegel, titular de la unidad, la falla se produjo por altatemperatura en el cojinete del lado de la excitatriz del alternador. No se reportó interrupción desuministros en el SEIN. A las 16:35 h, el CC-EDG declaró al CCO-COES la disponibilidad de la unidad.A las 16:40 h, sincronizó la unidad UTI6 con el SEIN.

FECHA DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

21.01.2016

A las 01:48 h del 21.01.2016 desconectaron las unidades UTI5 y UTI6 de la C.T. Santa Rosa por falla.De acuerdo a lo informado por Edegel, titular de las unidades, la falla se produjo por baja presión decombustible. No se registró interrupción de suministros. A las 02:19 h, sincronizó la unidad UTI5. A las02:38 h, sincronizó la unidad UIT6.


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ANEXO N°4

PROCEDIMIENTO COMPENSACIÓN ADICIONAL POR SEGURIDAD DEL SUMINISTRO

El Decreto Legislativo N° 1041 establece medidas para incrementar la garantía del suministro e indica que “los nuevos permisos de generación termoeléctrica basada en gas natural deben exigir que las unidades termoeléctricas puedan operar con otro combustible alternativo, de tal forma de incrementar la garantía de suministro ante fallas o restricciones del suministro de gas natural, indicándose que los costos que esta medida demande deben ser reconocidos por Osinergmin como un costo extra y pagado a los generadores que ofrezcan dicha garantía extra al sistema eléctrico”.

El artículo 6° del referido Decreto dispone que Osinergmin regule el pago de una compensación adicional a los generadores eléctricos que operen con gas natural y cuenten con equipo o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible.

• Determinación del costo unitario eficiente por dualidad (CUED)

- Se determina el Costo de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva (CCUPE), asumiendo que la Unidad de Punta opera sólo con gas natural.

CCUPE x FCTC = CUUDRGAS, (1)

dónde: CCUURGAS: Costo Unitario de la Unidad Dual de Referencia operando a gas FCTC: Factor de corrección por tipo de combustible igual a 1.0000

- Se determina el CCUPE, asumiendo que la Unidad de Punta opera, durante su vida útil, el 70% de las horas con gas natural y 30% restante con diésel 2. Para este caso se incluyen como costos de inversión adicionales a los considerados en el caso de la Unidad Dual de Referencia operando con gas natural lo siguiente:

a) Instalaciones para garantizar el suministro de petróleo diésel vía camiones. b) Instalaciones para operar las turbinas con gas natural o diésel 2. c) Instalaciones auxiliares.

aInvad + (CfaOyMe * FCTC * EOH) = CCUPE = CUUDRG-D2, (2)

dónde: CCUURG-D2: Costo Unitario de la Unidad Dual de Referencia operando 70% a gas y 30% a diésel 2, FCTC: Factor de corrección por tipo de combustible igual a 0.9941, EOH: Factor de operación en carga base “1” de la fórmula de determinación de las horas de operación equivalentes igual a 1.09, CfaOyMe: Costo fijo anual de operación y mantenimiento estándar aInvas: Anualidad de la inversión incluido los costos de inversión adicional mencionados en 1.2,

- Hallando de esta manera el Costo Unitario Eficiente por Dualidad (CUED), el cual debe multiplicarse por el correspondiente tipo de cambio,


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0.0791 * (CUUDRG-D2 – CUUDRGAS) = CUED, (3)

• Determinación del cargo unitario por compensación por seguridad de suministro para

las unidades duales que no integran una Planta de Reserva Fría (CUCSSNRF)

(PETNRF * CUED)/ MAXD = CUCSSNRF, (4)

dónde: PETNRF: Potencia Efectiva Total de las Unidades Duales que no integran una Planta de Reserva Fría MAXD: Máxima Demanda utilizada en el cálculo del Peaje por Conexión al SPT.

• Determinación del cargo unitario por compensación por seguridad de suministro para cada Planta de Reserva Fría (CUCSSRF)

- Los costos de inversión, operación y mantenimiento (COpyMan) de la Planta de Reserva Fría se determinarán como el producto de la Potencia Efectiva Contratada (PEC) por el Precio por Potencia (PPT) debidamente reajustado que figura en el contrato de la Planta de Reserva Fría.

PEC * PET = COpyMan (5)

Al valor obtenido se le descontará las compensaciones que corresponden conforme a lo informado por el COES y se le agregará el resultado de la liquidación que garantice lo que efectivamente recaudado corresponda a lo contratado. El monto calculado se divide entre la Máxima Demanda de manera que se obtiene el CUCSS correspondiente a la Planta de Reserva Fría.

(COpyMan – Compensación + Liquidación)/MAXD =CUCSSRF (6)


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Gerencia de Políticas y Análisis Económicos Calle Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar, Lima 17 Teléfono: 2019-3400 Anexo: 1057 www.osinergmin.gob.pe

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