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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 246-2014-OS/CD

Lima, 25 de noviembre de 2014

CONSIDERANDO

Que, la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica“, estableció en los literales a) y c) del Artículo 14° las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) con relación a la operación en tiempo real, así como desarrollar la programación de corto, mediano y largo plazo del SEIN a mínimo costo es necesario calcular los costos variables de las Unidades de Generación, mientras que, en el literal b) de su Artículo 13° estableció como función de interés público del COES el elaborar los procedimientos para la operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo;

Que, mediante Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (Reglamento COES), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1 detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimiento en materia de operación del SEIN, y en su numeral 5.2 determina que el COES debe contar con una “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos”, elaborada y aprobada por el Osinergmin, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento;

Que, mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (en adelante la “Guía), elaborada de conformidad con los Artículos 5° y 6° del Reglamento COES, estableciéndose en aquella el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES;

Que, mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME, se aprobó el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”;

Que, mediante Resolución Ministerial Nº 332-2001-MEM/DM, se aprobaron los Procedimientos N° 31 A “Información de Precios, Costos y Calidad de Combustibles Líquidos”, N° 31 B “Información de Precios, Costos y Calidad de Combustible Carbón” y Nº 31 C “Información de Precios, Costos y Calidad de Combustible Gas Natural”;

Que, el COES a través de la carta COES/D-210-2014 remitió la propuesta del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación”, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin;

Que, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, Osinergmin mediante Oficio N° 0417-2014-GART remitió al COES las observaciones a la propuesta, dándole un plazo de quince (15) días hábiles para subsanar las mismas, el cual fue ampliado en veinte (20) días hábiles adicionales, solicitados por el COES a través de la carta COES/D-342-2014. En este sentido, mediante la carta COES/D-415-2014, el COES subsanó dichas observaciones;

Que, mediante Resolución N°155-2014-OS/CD, se publicó el proyecto del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación”, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en

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el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM;

Que, la Resolución N° 155-2014-OS/CD otorgó un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria;

Que, los comentarios y sugerencias presentados por las empresas GenRent del Perú S.A.C., Kallpa Generación S.A. y Enersur S.A han sido analizados en el Informe Técnico N° 577-2014-GART, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación final del procedimiento;

Que, de la revisión de los comentarios de los interesados y la opinión del COES al proyecto de Procedimiento Técnico COES PR-08, se considera adecuado establecer un plazo de transición coherente con la necesidad de adaptación de las empresas a los nuevos Procedimientos Técnicos que siguieron el mismo proceso de aprobación; por lo que la entrada en vigencia de los Procedimientos Técnicos COES PR-08 “Criterios de Seguridad Operativa de Corto Plazo para el SEIN”, PR-01 “Programación de la Operación de Corto Plazo”, PR-31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación”, y PR-33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las Unidades de Generación Térmica”, deberá ser a partir del 1º de enero de 2015;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico N°577-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal N°587-2014-GART de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3°, de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, en lo dispuesto en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 34-2014.

SE RESUELVE

Artículo 1°.- Aprobar el Procedimiento Técnico COES PR-31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación” contenido en el Anexo de la presente Resolución.

Artículo 2°.- Derogar los Procedimientos Nº 31 A “Información de Precios, Costos y Calidad de Combustibles Líquidos”, N° 31 B “Información de Precios, Costos y Calidad de Combustible Carbón” y Nº 31 C “Información de Precios, Costos y Calidad de Combustible Gas Natural”, aprobados mediante Resolución Ministerial Nº 332-2001-EM/VDE.

Informe-No.0577-2014-GART.pdf


Informe%20Legal%20N%200587-2014-GART.pdf


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Artículo 3°.- La presente resolución, así como el Anexo, deberán ser publicados en el diario oficial El Peruano y consignados, conjuntamente con el Informe Técnico N° 577-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal N° 587-2014-GART de la Coordinación Legal, ambos de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, en el Portal de Internet de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.

Artículo 4°.- La presente Resolución entrará en vigencia el 1º de enero de 2015.

JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo



Informe%20Legal%20N%200587-2014-GART.pdf

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


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ANEXO


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1 OBJETIVO

Establecer los criterios y metodología de cálculo para la determinación de los Costos Variables de las Unidades de Generación, que serán utilizados en la programación de la operación y en las valorizaciones de las transferencias de energía; y disponer la forma en que los Generadores Integrantes consignarán y actualizarán la información relativa a los precios, costos y calidad de combustibles.

2 BASE LEGAL

El presente Procedimiento Técnico se rige por las siguientes disposiciones legales y sus respectivas normas concordantes, modificatorias y sustitutorias

2.1 Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas.

2.2 Ley N° 28832.- Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

2.3 Decreto Supremo N° 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

2.4 Decreto Supremo N° 027-2008-EM.- Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

2.5 Decreto Supremo Nº 016-2000-EM.- Fijan fecha límite y la información a ser presentada por las entidades de generación que utilizan gas natural como combustible.

2.6 Ley N° 23560 – Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú.

3 PRODUCTOS

Costos Variables de las Unidad(es) de Generación

4 ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

Para la aplicación del presente Procedimiento, los términos en singular o plural que se inicien con mayúscula se encuentran definidos en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME o la que lo sustituya; así como en la normativa citada en la Base Legal.

En todos los casos, cuando se citen procedimientos técnicos o cualquier otro dispositivo legal en el presente Procedimiento, se entenderá que incluyen sus normas modificatorias y sustitutorias.

5 RESPONSABILIDADES

5.1 Del COES

COES SINAC

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN

PR-31

CÁLCULO DE LOS COSTOS VARIABLES DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN

Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 246-2014-OS/CD del 25 de noviembre de 2014.


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5.1.1 Revisar la información de sustento declarada por los Generadores Integrantes, que será utilizada en el cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación.

5.1.2 Verificar que los Costos Variables de las Unidades de Generación se encuentren debidamente sustentados con la información remitida por los Generadores Integrantes.

5.1.3 Mantener actualizada la información técnica y económica para la aplicación del presente Procedimiento.

5.1.4 Proveer la plataforma virtual (extranet) para que los Generadores Integrantes puedan ingresar la información referida a los precios, costos y calidad de los combustibles.

5.1.5 Publicar en el Portal de Internet del COES los Costos Variables vigentes.

5.2 De los Agentes del SEIN

5.2.1 Ingresar la información requerida en el presente Procedimiento Técnico para el cálculo de los Costos Variables Combustibles, a través de la extranet provista por el COES.

5.2.2 Suministrar en medio digital, la información de sustento del cálculo de los Costos Variables Combustibles. Esta información comprende, entre otros, el precio de suministro, costo de transporte, costo de distribución por redes (cuando corresponda), impuestos que no generan crédito fiscal y la información de la calidad del combustible.

6 HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS

Los horizontes, periodicidad y plazos de la información relativa al precio, costo y calidad del combustible, que será entregada por los Generadores Integrantes, se encuentran detallados en los Anexos 1, 2 y 3 del presente Procedimiento Técnico.

Para la aplicación del presente Procedimiento Técnico, deberá utilizarse el Sistema Internacional de Unidades (SI) de acuerdo a lo establecido en la Ley N° 23560.

7 DETERMINACIÓN DE COSTOS VARIABLES

7.1 Costos Variables de las Centrales Hidroeléctricas

Se calculan con la siguiente expresión:

Dónde:

CVH: Costos Variables de las centrales hidráulicas.

CUE: La Compensación Única al Estado, por el uso de los recursos naturales provenientes de fuentes hidráulicas de acuerdo con el Artículo 213° y 214° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. La CUE se actualiza mensualmente.

CVSS: El Costo Variable (S/./kWh) incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada.

En general, se asume que el CVSS es igual a cero. Sin embargo, para que el COES considere un valor distinto, el Generador Integrante, deberá entregar el cálculo del CVSS y la fórmula de actualización a ser utilizada debidamente sustentados mediante un informe técnico, para su evaluación por el COES.


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Dicha fórmula tendrá una vigencia de cinco años, pudiendo ser actualizada a solicitud del Generador Integrante o del COES.

La aplicación de la fórmula de actualización del CVSS realizada por el COES, tomará como mínimo una muestra de datos de los últimos quince días, sin considerar aquellos en los que la(s) Unidad(es) de Generación haya(n) estado fuera de servicio por la presencia de sólidos en suspensión. Su actualización será los días jueves de cada semana.

7.2 Costos Variables de las Unidades de Generación termoeléctricas

Se calculan con la siguiente expresión:

Dónde:

CV : Costo Variable (S/./kWh).

CVC : Costo Variable Combustible (S/./kWh).

CVNC : Costo Variable No Combustible (S/./kWh).

7.2.1 Costo Variable Combustible (CVC)

Dónde:

cc : Costo del combustible de la unidad (S/./gal, S/./kg, S/./m3)

Cec : Consumo específico de calor (Heat Rate) de la unidad en

kJ/kWh

PCinf : Poder calorífico inferior del combustible (kJ/gal, kJ/kg,

kJ/m3)

7.2.1.1 Consumo Específico de Calor (Cec)

El Cec, para efectos de la programación, se determina en

función de la relación “Cec VS potencia” de la Unidad de Generación termoeléctrica calculada a condiciones de Potencia Efectiva, de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico N°17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica”.

Para efectos de la valorización de las transferencias de energía, el Cec corresponde a la potencia media de la Unidad

de Generación calculada bajo la siguiente fórmula:

( )

( )

Dónde:

Et: Energía total entregada al sistema por la unidad durante

tt, aprobada por el COES para el cálculo del costo

marginal (MWh).


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Ec: Energía generada por la unidad en una toma de carga de

0% a 100% de la Potencia Efectiva (MW)

Ed: Energía generada por la unidad en una descarga de 100% a 0% de la Potencia Efectiva (MW)

tt: Tiempo total en h en paralelo al sistema de la unidad durante el período en evaluación correspondiente a la entrega de energía total Et

tc: Tiempo de duración de una toma de carga (h)

td: Tiempo de duración de una descarga (h)

na: Número de arranques efectivos de la unidad, aprobados por el COES para compensación, con sincronismo al sistema, durante tt correspondiente a la energía total Et.

np: Número de paradas de la unidad, aprobadas por el COES para compensación, durante tt correspondiente a la energía total Et.

A continuación se detallan las variables utilizadas:

Figura 1

ta, tp : tiempos de arranque y parada

tc, td : tiempos en rampas de carga y descarga

to, Eo: tiempo de operación normal y energía generada

Ec, Ed: energías generadas en los períodos carga y descarga

Ga, Gp: consumo de combustible en los arranques y paradas

Gc, Gd: consumo de combustible en rampas de carga y descarga

Para las Unidades de Generación nuevas que no cuentan con estudios de Potencia Efectiva, el Cec corresponderá al valor

declarado al inicio de su Operación Comercial hasta la realización de las pruebas de Potencia Efectiva, conforme al respectivo Procedimiento Técnico del COES.

P(t)

Ec Ed

t ta tc to

Eo

td tp

Ga

Gc Gd

Gp


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7.2.1.2 Costo del Combustible (cc)

7.2.1.2.1 Costo de Combustible Líquido (ccl)

Calculado con información proporcionada según Anexo 1, bajo la siguiente formulación:

Dónde:

pc : Precio ex planta del combustible (S/./gal)

ctc : Costo de transporte del combustible de la unidad (S/./gal)

ctmc : Costo de tratamiento mecánico del combustible (S/./gal)

ctqc : Costo de tratamiento químico del combustible (S/./gal)

cfc : Costo financiero del combustible (S/./gal)

7.2.1.2.2 Costo de Combustible Sólido (ccs)

Calculado con información proporcionada según Anexo 2, bajo la siguiente formulación:

Dónde:

pc : Precio (en puerto de embarque) del combustible (S/./kg)

cts : Costos de seguros y flete marítimo del combustible (S/./kg)

cad : Costos de aduanas y otros costos de desaduanaje del combustible (S/./kg)

cemb : Costos de embarque, desembarque y flete terrestre hasta la central (S/./kg)

cfc : Costo financiero del combustible (S/./kg)

7.2.1.2.3 Costo de Combustible Gaseoso (ccg)

El valor de ccg será el precio del gas natural puesto en la central, conforme lo dispuesto en el Anexo 3 del presente Procedimiento, referido al poder calorífico inferior.

7.2.2 Costo Variable No Combustible (CVNC)

Dónde:

CVONC : Costo variable de operación no combustible (S/./kWh).

CVM : Costo variable de mantenimiento (S/./kWh).


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7.2.2.1 Costo Variable de Operación No Combustible (CVONC)

Es el Costo Variable relacionado al uso de agregados al proceso de combustión, por consideraciones técnicas de la Unidad de Generación, cuyo consumo guarda una relación directamente proporcional con la producción de energía de la Unidad de Generación referida. Entre ellos se encuentran el aceite lubricante en las unidades reciprocantes, la inyección de agua o vapor en las unidades turbogas, entre otros.

La función de consumo y los costos de los agregados serán sustentados por el Generador Integrante y evaluados por el COES, en la misma oportunidad en que se sustenten el Costo Variable de mantenimiento.

∑

gaj: Consumo específico del agregado j (gal/kWh, kg/kWh, m3/kWh) calculado sobre el período de los últimos cuatro años.

caj: Costo del agregado j (S/./gal, S/./kg, S/./m3)

Sustentados por el Generador Integrante y verificado por el COES.

7.2.2.2 Costo Variable de Mantenimiento (CVM)

Es la parte de los costos de mantenimiento de una Unidad de Generación que guarda proporción directa con la producción de dicha unidad. Se obtiene según lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES, relativo a la determinación de los costos de mantenimiento de las unidades termoeléctricas del COES, o el que lo reemplace.

7.3 Costo Total de Arranque – Parada (CAP)

Es el costo en el que se incurre por la puesta en servicio y salida de una Unidad de Generación termoeléctrica.

Dónde:

CCbefa : Costo de Combustible de arranque y de baja eficiencia en la rampa de carga (S/.).

CCbefp : Costo de Combustible de parada y de baja eficiencia en la rampa de descarga (S/.).

CMarr : Costo de mantenimiento por arranque-parada (S/./arranque-parada).

7.3.1 Costo de Combustible de Arranque y de Baja Eficiencia en las Rampas de Carga (CCbefa)

Son los costos del combustible consumido tanto en los procesos de


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arranque, como en los reconocidos por consumo a baja eficiencia en las rampas de carga de la unidad termoeléctrica. Se determina bajo la siguiente formulación:

( )

Dónde:

cc : Costo del Combustible (S/./gal, S/./kg, S/./m3).

G a : Consumo de Combustible desde el arranque hasta antes de la puesta en paralelo (gal, kg, m3).

G c : Consumo de Combustible en la rampa de carga desde la puesta en paralelo hasta la plena carga (gal, kg, m3).

7.3.2 Costo de Combustible de Parada y de Baja Eficiencia en las Rampas de Descarga (CCbefp)

Son los costos por el combustible consumido en los procesos de parada, y los reconocidos por consumo a baja eficiencia en las rampas de descarga de la unidad termoeléctrica. Se determina bajo la siguiente formulación:

( )

Dónde:

G d : Consumo de Combustible en la rampa de descarga desde la instrucción de parada del coordinador hasta fuera de paralelo (gal, kg, m3)

G p : Consumo de Combustible desde que sale de paralelo hasta la parada de la unidad (gal, kg, m3)

El combustible reconocido en las rampas de carga y descarga (Gc, Gd) de la unidad termoeléctrica, se determina como la diferencia entre el consumo real durante la rampa y el consumo de combustible para generar la energía de dicha rampa a la eficiencia de Potencia Efectiva de la unidad. Estos consumos serán sustentados por el Generador Integrante en base a pruebas y documentación del fabricante verificados por el COES.

En la Figura N° 1 se muestran los procesos de arranque, rampa de carga, operación, rampa de descarga y parada de la unidad termoeléctrica.

7.3.3 Costo de Mantenimiento por Arranque – Parada (CMarr)

Es la parte de los costos de mantenimiento que son función de los arranques-paradas de la Unidad de Generación termoeléctrica, y que se obtiene mediante la metodología descrita en el Procedimiento Técnico N° 34 del COES, relativo a la determinación de los costos de mantenimiento de las Unidades de Generación termoeléctrica, o el que lo reemplace.


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8 ANEXOS

Anexo Descripción

1 Información de precios, costos y calidad de combustibles líquidos

2 Información de precios, costos y calidad de combustible carbón

3 Información de precios, costos y calidad del gas natural


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ANEXO 1

INFORMACIÓN DE PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

1 INFORMACIÓN A SER PRESENTADA

1.1 Los Generadores Integrantes remitirán al COES la información de precios, costos y calidad de los combustibles líquidos utilizados por las Unidades de Generación termoeléctrica.

1.2 Dicha información será proporcionada de acuerdo al Formato 1 del presente Anexo, el cual deberá estar correctamente llenado y deberá adjuntarse las hojas de cálculo y respectivos documentos de sustento en medio digital. El Formato 1 estará disponible en el Portal de Internet del COES.

1.3 Los documentos de sustento de los precios presentados por los Generadores Integrantes deberán ser comprobantes de pago, los cuales no deben tener una antigüedad mayor a quince (15) días hábiles contados a partir de su fecha de emisión. Dichos comprobantes de pago corresponden al suministro tanto del combustible como de los servicios requeridos para disponer del combustible en las Unidades de Generación termoeléctrica o Central Termoeléctrica.

1.4 La información presentada al COES será considerada a partir del segundo día hábil siguiente a la fecha de su recepción. Para ello, el Generador Integrante debe ingresar vía extranet del COES, los costos calculados y la documentación de sustento antes de las 10:00 horas del día de su presentación; caso contrario, se considerará que la documentación ha sido ingresada el día hábil siguiente al día de su presentación.

1.5 Si transcurridos dos meses desde la última actualización de la información, el Generador Integrante no presentara nueva información, el COES actualizará los valores indicados de la unidad, conforme se detalla en el numeral 3.3 del presente Anexo.

2 DATOS BASE

Los Generadores Integrantes que utilizan combustibles líquidos deben presentar los siguientes datos base en las periodicidades indicadas:

2.1 Precios del combustible ex-planta suministrado por el proveedor. Corresponde al precio registrado en los comprobantes de pago emitidos por los proveedores. Si la entrega del combustible se realiza en la misma ubicación de la Unidad de Generación o Central Termoeléctrica, la información del combustible y del transporte deberá separarse. Esta información será proporcionada en cada oportunidad que los Generadores Integrantes adquieran combustibles líquidos.

2.2 Costo de transporte del combustible hasta la central. Corresponde al costo registrado en los comprobantes de pago por transporte emitidos por los proveedores de este servicio. Incluye los costos de carga, descarga y supervisión del combustible hasta los tanques de almacenamiento. La información será proporcionada en cada oportunidad que los Generadores Integrantes adquieran combustibles líquidos.

2.3 Costo de tratamiento mecánico del combustible. Corresponde al costo promedio por cada unidad de combustible por los tratamientos mecánicos


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aplicados al mismo combustible. Esta información proviene de un informe que será presentado por el Generador Integrante al COES antes del 31 de julio de cada año, el mismo que será sustentado mediante los comprobantes de pago por la adquisición de materiales y repuestos utilizados en la reparación, mantenimiento y operación de los equipos de centrifugación durante los últimos tres años. En caso que el Generador Integrante no presente oportunamente el informe debidamente sustentado, el COES asumirá que el costo de tratamiento mecánico tiene un valor de cero.

2.4 Costo de tratamiento químico del combustible. Corresponde al costo promedio aplicado a cada unidad de combustible por los productos químicos que se agreguen al mismo. Proviene de un informe presentado por el Generador Integrante al COES antes del 31 de julio de cada año, sustentado en una copia del análisis de combustible que justifique la utilización de aditivos, justificación de la dosificación para un determinado volumen de combustible consumido, los comprobantes de pago por las compras de dichos productos y los registros del volumen consumido de los mismos durante los últimos tres años. En caso que el Generador Integrante no presente oportunamente el informe debidamente sustentado, el COES asumirá que el costo de tratamiento químico tiene un valor de cero.

2.5 Impuestos que no generen crédito fiscal

2.6 Volumen de combustible comprado. Corresponde al volumen de combustible comprado y registrado en el comprobante de pago previamente señalado en el numeral 2.1 del presente Anexo.

2.7 Volumen de combustible en almacén. Corresponde al volumen de combustible almacenado en la Planta, en el momento previo a la descarga del combustible comprado, indicado en el numeral anterior.

2.8 Calidad del combustible. Corresponde a la información emitida por los laboratorios especializados, encargados de realizar las pruebas que determinen la calidad del combustible almacenado de titularidad del Generador Integrante. Esta información será proporcionada al COES al menos cada seis meses, y para los casos de biocombustibles o mezclas, deberá suministrarse mensualmente. También, se considerará a los laboratorios debidamente acreditados por el Servicio Nacional de Acreditación de INDECOPI, en los que podrán estar incluidos los del proveedor del combustible.

3 MÉTODO A SEGUIR

3.1 Cálculo del Costo del Combustible

Con base en la información de sustento, el generador calculará cada uno de los componentes del Costo del Combustible puesto en la central de la siguiente manera:

3.1.1 Precio unitario del combustible líquido

3.1.1.1 Se calcula el precio unitario del combustible líquido comprado, dividiendo el precio pagado por el combustible en el Perú entre el volumen total del combustible adquirido.

3.1.1.2 El precio unitario del combustible líquido (pc) establecido en el numeral 7.2.1.2.1 del presente procedimiento, es el precio promedio ponderado por el volumen del combustible líquido comprado y el combustible en almacén; cuyos precios unitarios corresponden al


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obtenido en el numeral 3.1.1.1 del presente Anexo y al precio unitario vigente en la base de datos del COES.

3.1.2 Costo unitario de transporte (ctc): Se calcula el costo unitario del transporte pagado, dividiendo el precio pagado por el transporte en el Perú entre el volumen total del combustible transportado. El costo unitario de transporte (ctc), establecido en el numeral 7.2.1.2.1, se calcula utilizando los mismos factores de ponderación mencionados en el numeral 3.1.1.2 del presente Anexo.

3.1.3 Costo unitario de tratamiento mecánico (ctmc): Se utilizará el costo reportado por el generador en el informe correspondiente, dividido entre el volumen de combustible tratado. El costo unitario de tratamiento mecánico, establecido en el numeral 7.2.1.2.1, se calcula utilizando los mismos factores de ponderación mencionados en el numeral 3.1.1.2 del presente Anexo.

3.1.4 Costo unitario de tratamiento químico (ctqc): Se utilizará el costo reportado por el generador en el informe correspondiente, dividido entre el volumen de combustible tratado. El costo unitario de tratamiento químico, establecido en el numeral 7.2.1.2.1, se calcula utilizando los mismos factores de ponderación mencionados en el numeral 3.1.1.2 del presente Anexo.

3.1.5 Costo financiero (cfc): Representa el costo asociado al monto monetario inmovilizado por almacenamiento entre el momento de la compra del combustible y el momento del cobro de la energía vendida en las transferencias de energía.

( ) [( ) ]

Dónde:

Tasa de interés efectiva anual (12%).

tcf : Período del costo financiero (15 días).

Cuando corresponda, los costos antes indicados incluirán los impuestos que no generan crédito fiscal, mermas, así como los costos incurridos por pruebas de calidad del combustible sustentados mediante comprobantes de pago.

3.2 Ingreso de la Información

3.2.1 Todos los costos componentes del Costo de Combustible líquido (ccl) determinados de acuerdo a lo establecido en el numeral 3.1 del presente Anexo, serán ingresados vía extranet por el Generador Integrante.

3.2.2 Basado en la información de sustento remitida por el Generador Integrante, el COES revisará la consistencia del cálculo de los precios ingresados. En caso exista alguna observación, se detendrá el proceso de actualización hasta que se subsane dicha observación. Si transcurridos siete (07) días hábiles, desde la comunicación al Generador Integrante, la observación no es subsanada, se aplicará lo indicado en el numeral 3.4.2 del presente Anexo.


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3.3 Actualización de precios

La actualización de precios referida en el numeral 1.5 del presente Anexo, se realizará de la siguiente manera:

3.3.1 Precio unitario del combustible líquido

3.3.1.1 El precio unitario del combustible líquido actualizado se obtiene de multiplicar el precio unitario del combustible líquido, correspondiente a la última información presentada, por el Factor de Actualización FA.

Dónde:

FA Factor de Actualización del precio del combustible líquido

PC1 Precio unitario del combustible líquido actualizado.

PC0 Precio unitario del combustible líquido de la última información presentada.

3.3.1.2 El Factor de Actualización FA se determina con la siguiente fórmula:

PPf: Precio ex-planta del combustible correspondiente al reporte de PETROPERÚ, en la planta de referencia del lugar de compra; dicho precio será el vigente a la fecha de actualización en el Portal de Internet de PETROPERÚ.

PPi Precio ex-planta del combustible correspondiente al reporte de PETROPERÚ, en la planta de referencia del lugar de compra. Este precio será el vigente al momento de la última información presentada por el Generador disponible en el Portal de Internet de PETROPERÚ.

3.3.1.3 En caso de no figurar el precio del tipo de combustible a ser actualizado en la planta de referencia en el reporte de PETROPERÚ. Este precio será calculado tomando en consideración el precio del combustible de características similares1 a los del combustible por actualizar en la planta de referencia más cercana.

3.3.2 Costo unitario de transporte

3.3.2.1 El costo unitario de transporte de combustible líquido actualizado se obtendrá de multiplicar el costo unitario de transporte del combustible líquido de la última información presentada por el Generador Integrante por el siguiente Factor de Actualización:

Dónde:

1 Referido al poder calorífico


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FAt Factor de actualización del costo unitario de transporte

IPCf Índice de Precios al Consumidor del Perú (publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática - INEI) del mes anterior a la fecha que se va a actualizar.

IPCi : Índice de Precios al Consumidor del Perú (publicado por el INEI) del mes que se presentó la última información de precios de la central.

3.3.2.2 En caso que el INEI no haya publicado el Índice en las fechas solicitadas, se utilizará la última información pública vigente.

3.3.3 Costo unitario de tratamientos mecánico y químico

Estos costos no se actualizan y serán los mismos a los costos vigentes en la base de datos del COES.

3.3.4 Otros Costos

El costo por pruebas de calidad del combustible, en tanto haya evidencia de su ocurrencia, será considerado igual a lo último informado por el Generador Integrante. Caso contrario se considerará igual a cero (0).

El porcentaje de mermas del combustible se considerará igual a lo declarado en la última información remitida por el Generador Integrante.

3.4 Aplicación de la actualización de precios

3.4.1 El COES aplicará la metodología de actualización de precios señalada en el numeral 3.3 del presente Anexo, luego de transcurridos dos meses desde la última información de precios, costos y calidad de combustibles líquidos remitida por la empresa generadora.

3.4.2 Si transcurridos dos (02) meses desde la aplicación de la metodología de actualización de precios, indicada en el numeral anterior, la empresa generadora aún no remitiera su información o no subsanara las observaciones formuladas por el COES, se considerará como precio del combustible el valor vigente de referencia del combustible publicado por PETROPERÚ para combustibles líquidos en la planta más cercana. Los costos de transporte, tratamiento mecánico, químico y por pruebas de calidad del combustible serán los mismos a los costos vigentes en la base de datos del COES.

3.4.3 La aplicación del numeral anterior, no abarca a las unidades en calidad de reserva fría, emergencia o que se encuentran fuera de servicio por algún mantenimiento mayor o por despacho.

3.5 Combustible adquirido a proveedor internacional

En caso que el generador adquiera combustible líquido de un proveedor internacional se aplicará el método señalado en el numeral 3 del Anexo 2 del presente procedimiento.


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INSTRUCCIONES PARA EL LLENADO DEL FORMATO 1

1,0 INFORMACIÓN DE ALMACÉN1,01 Nombre de la empresa generadora1,02 Nombre de la central1,03 Fecha de suministro de información dd/mm/aa Fecha de presentación al COES del formato

1,04 Volumen de combustible en almacén gal Volumen de combustible en la central previo a

la descarga del combustible adquirido

1,05 Costo unitario del combustible en almacén S/./gal Costo unitario del combustible vigente en la

base de datos del COES (SGOCOES)

2,0 INFORMACIÓN DE COMPRA DEL COMBUSTIBLE LÍQUIDO2,01 Identificación del comprobante de pago2,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa2,03 Proveedor del combustible2,04 Tipo de combustible Nombre o código del tipo de combustible

2,05 Sitio de entrega del proveedor Si entregó el combustible en la central de

generación, debe ingresar: “En la central ”. Si es

en un punto de abastecimiento mayorista de

combustibles, debe ingresar el nombre del

punto: “En el punto XXX ”. Si es en una refinería

debe ingresar: “En la refinería YYY ”.

2,06 El comprobante de pago incluye costo de

transporte hasta la central?

Si/No Si selecciona la opción Si, sólo debe registrar lo

correspondiente a la compra del combustible,

sin incluir el costo de transporte.

2,07 Volumen comprado gal Corresponde al volumen de combustible

comprado, indicado en el comprobante de

pago de sustento (2,01), expresado en galones

(1 gal = 3,7854 litros).

2,08 Pago realizado por la compra del

combustible

S/. Corresponde al pago realizado o por realizar

por la compra del combustible indicado en el

comprobante de pago de sustento (2,01), sin

incluir transporte ni impuestos.

2,09 S/./gal

2,10 Costo unitario del combustible comprado S/./gal Corresponde al costo unitario del combustible

comprado sin incluir la tarifa de transporte ni

los impuestos que no generan crédito fiscal. Se

obtiene de dividir el costo del combustible

comprado (2,08) entre el volumen comprado

(2,07)

2,11 Costo unitario del combustible (pc ) S/./gal Obtenido de ponderar el costo unitario del

combustible comprado (2,10) con el costo

unitario del combustible en almacén (1,05) por

sus respectivas cantidades (2,07) y (1,04), más

los impuestos que no generan crédito fiscal

(2,09).

2,12 Poder calorífico superior kJ/gal Corresponde al poder calorífico superior del

combustible comprado. Para derivados del

petróleo este dato debe suministrarse al menos

una vez cada seis meses. Para biocombustibles

o mezclas debe suministrarse al menos una vez

cada mes.

2,13 Poder calorífico inferior kJ/gal Corresponde al poder calorífico inferior del

combustible. Para derivados del petróleo este

dato debe suministrarse al menos una vez cada

seis meses. Para biocombustibles o mezclas

debe suministrarse al menos una vez cada mes.

2,14 Gravedad específica g/cm3

FORMATO 1

INFORMACIÓN DE PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Corresponde a los impuestos, pagados o por

pagar por concepto de la compra del

combustible, que no generan crédito fiscal. En

caso de haber más de un impuesto, se debe

distinguir cada uno de ellos.

Impuestos que no generan crédito fiscal por

concepto de compra de combustible.


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3,0 INFORMACIÓN DE COSTOS DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS3,01 Identificación del comprobante de pago3,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa3,03 Proveedor del transporte Nombre del proveedor.

3,04 Sitio de carga del combustible Corresponde al punto desde donde se realizó el

transporte del combustible.

3,05 Sitio de descarga del combustible Corresponde al punto hasta donde se realizó el

transporte del combustible.

3,06 El costo de transporte hasta la central está

incluido en el comprobante de pago

informado en (2,01)?

Si/No Si selecciona Si, en este campo solo se informa

el costo de transporte, sin incluir el pago por la

compra del combustible.

3,07 Volumen transportado gal Corresponde al volumen de combustible

transportado por el proveedor, indicado en el

comprobante de pago de sustento, expresado

en galones (1 gal = 3,7854 litros).

3,08 Pago realizado por el transporte del

combustible

S/. Corresponde al pago realizado o por realizar

por el transporte del combustible indicado en el

comprobante de pago de sustento, sin incluir el

valor del combustible.

3,09 Impuestos que no generan crédito fiscal por

concepto de pagos por transporte de

combustible

S/. Corresponde a los impuestos pagados o a pagar

por concepto de pagos por transporte de

combustible que no genera crédito fiscal.

3,10 Costo Unitario de Transporte (ctc ) S/./gal Corresponde a la tarifa de transporte realizado,

sin incluir el precio del combustible. Se obtiene

de dividir la suma del Costo del transporte

(3,08) más los impuestos que no generan

crédito fiscal por el transporte del combustible

(3,09) entre el volumen transportado (3,07).

4,0 INFORMACION DE COSTOS DEL TRATAMIENTO MECÁNICO Y QUÍMICO4,01 Costo unitario de tratamiento mecánico S/./gal4,02 Costo unitario de tratamiento químico S/./gal

5,0 OTROS COSTOS5,01 Costo por pruebas de calidad de

combustible

S/. Este ítem será considerado cada vez que se

realice dicho costo en las oportunidades

indicadas en el numeral 2.8 del presente

Anexo.

5,02 Costos por Mermas S/. Corresponde a las pérdidas en volumen, peso o

cantidad del combustible, por causas

inherentes a la naturaleza del combustible, y las

debidas a los procesos de transporte y

descarga.

SOPORTES DE LA INFORMACIÓNPartes 2 y 3

Parte 4

Parte 5

El informe realizado por el generador de costos de tratamientos mecánico y químico que cubra los últimos tres años,

soportado en comprobantes de pago.

Comprobante de pago a terceros por las pruebas de calidad del combustible.

Informe técnico de sustento de las mermas del combustible. No incluye pérdidas por ineficiencias como roturas de

tuberías, etc.

Comprobantes de pago con los correspondientes anexos. Resultados de pruebas de control de calidad de recepción del

combustible solicitadas por el generador durante el mes, o información suministrada por proveedores en informes o en

publicaciones. Para derivados del petróleo, la información de calidad del combustible, debe suministrase al menos una vez

cada seis meses. Para biocombustibles o mezclas debe suministrarse al menos una vez cada mes.


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ANEXO 2

INFORMACIÓN DE PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DEL COMBUSTIBLE CARBÓN

1 INFORMACIÓN A SER PRESENTADA

1.1 La información relativa a precios, costos y calidad del combustible carbón utilizado por las Unidades de Generación termoeléctrica, será proporcionada al COES por los Generadores Integrantes.

1.2 Dicha información será proporcionada mediante la entrega del Formato 2 del presente Anexo, el cual deberá ser llenado adecuadamente. Se adjuntarán al mismo las hojas de cálculo y los respectivos documentos de sustento en medio digital.

1.3 Los documentos de sustento de los precios presentados por los Generadores Integrantes deberán ser los comprobantes de pago, los cuales no deben tener una antigüedad mayor a cuarenta y cinco (45) días hábiles contados a partir de su fecha de emisión. Estos comprobantes de pago corresponden al suministro tanto del combustible como de los servicios requeridos para disponer del combustible en la Unidad de Generación termoeléctrica o Central Termoeléctrica.

1.4 La información presentada al COES será considerada a partir del segundo día hábil siguiente a la fecha de su recepción. Para ello, la información deberá ingresar al COES, a través del extranet, antes de las 10:00 horas del día de su presentación; caso contrario, se considerará ingresado el día hábil siguiente de su presentación.

1.5 En caso el Generador Integrante no presente nueva información durante el periodo de cuatro meses desde la última actualización de esta, el COES actualizará los valores indicados de la unidad, conforme se detalla en el numeral 3.3 del presente Anexo.

2 DATOS BASE

Las empresas generadoras que utilizan el carbón como combustible deben presentar los siguientes datos base, en cada oportunidad que adquieran dicho combustible.

2.1 Precios FOB del carbón en puerto de embarque. Corresponde al precio registrado en el comprobante de pago emitido por el (los) proveedor (es) del generador.

2.2 Impuestos que no generen crédito fiscal.

2.3 Costos de fletes marítimos y seguros. Corresponde a los costos registrados en los comprobantes de pago por transportes marítimos y por las primas de los seguros emitidos por el (los) proveedor (es) de estos servicios.

2.4 Costos de aduanas y otros costos de desaduanaje. Corresponde a los costos consignados en los comprobantes de pago emitidos por la (s) empresa (s) que prestan servicios de aduanas y de otros servicios de desaduanaje.

2.5 Información de costos de embarque y desembarque. Corresponderá a los costos registrados en los comprobantes de pago emitido por la (s) empresa (s) que prestan servicios de embarque y desembarque.


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2.6 Información de costos de transporte terrestre hasta la central (cuando corresponda). Se refiere a los costos registrados en los comprobantes de pago por transporte terrestre del carbón, emitida por el(los) proveedor(es) de este servicio.

2.7 Cantidad de carbón comprado. Es la cantidad de carbón adquirida por la empresa generadora.

2.8 Cantidad de carbón en almacén. Corresponde a la cantidad de carbón almacenado en la central, previa a la descarga del carbón comprado.

2.9 Información de calidad del carbón. Corresponde a la información contenida en los informes de prueba emitidos por los laboratorios especializados, sobre la calidad del carbón entregado.

3 MÉTODO A SEGUIR

3.1 Cálculo del costo del combustible

A partir de la información de sustento, el Generador Integrante calculará cada uno de los componentes del costo del combustible puesto en la Central Termoeléctrica de la siguiente manera:

3.1.1 Precio unitario del carbón:

3.1.1.1 Se calcula el precio FOB unitario del carbón comprado, como el cociente entre el valor pagado y la cantidad de carbón comprado.

3.1.1.2 Se calcula el precio unitario del carbón (pc) establecido en el numeral 7.2.1.2.2, ponderando por cantidad el precio FOB unitario del carbón comprado calculado en el numeral anterior con el precio unitario vigente del carbón en almacén.

3.1.2 Costo unitario de fletes marítimos y seguros (cts): Se calcula el costo unitario como el cociente entre lo pagado por fletes marítimos y seguros, y la cantidad de carbón transportada. El costo unitario de fletes marítimos y seguros (cts), establecido en el numeral 7.2.1.2.2, se calcula utilizando los mismos factores de ponderación mencionados en el numeral 3.1.1.2 del presente Anexo.

3.1.3 Costo unitario de aduanas y otros costos de desaduanaje (cad): Se calcula el costo unitario como el cociente entre la suma del valor pagado por servicios aduaneros más otros costos de desaduanaje, y la cantidad de carbón suministrado. El costo unitario de aduanas y otros costos de desaduanaje (cad), establecido en el numeral 7.2.1.2.2, se calcula utilizando los mismos factores de ponderación mencionados en el numeral 3.1.1.2 del presente Anexo.

3.1.4 Costo unitario de embarque, desembarque y flete terrestre (cemb): Cociente entre la suma del valor pagado por embarque en puerto de origen, desembarque en puerto de destino en el Perú, transporte terrestre (cuando corresponda), impuestos que no generan crédito fiscal por concepto de transporte terrestre, y la cantidad de carbón maniobrada. El costo unitario de embarque, desembarque y flete terrestre (cemb), establecido en el numeral 7.2.1.2.2, se calcula utilizando los mismos factores de ponderación mencionados en el numeral 3.1.1.2 del presente Anexo.

3.1.5 Costo financiero (cfc): Representa el costo asociado al monto monetario inmovilizado por almacenamiento entre el momento de la


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compra del combustible y el momento del cobro de la energía vendida en las transferencias de energía.

( ) [( ) ]

Dónde:

Tasa de interés efectiva anual (12%).

tcf : Período del costo financiero (15 días).

Cuando corresponda, los costos antes indicados incluirán los impuestos que no generan crédito fiscal, mermas y aquellos incurridos por pruebas de calidad del combustible sustentados vía informe técnico económico aprobado por el COES. El precio será llevado a precio en silo a poder calorífico base (6000 kcal/kg).

3.2 Ingreso de la información

3.2.1 Todos los costos componentes del Costo de Combustible sólido (ccs) determinados de acuerdo a lo establecido en el numeral 3.1 del presente Anexo, serán ingresados vía extranet por el Generador.

3.2.2 Basado en la información de sustento remitida por el Generador Integrante, el COES revisará la consistencia del cálculo de los precios ingresados. En caso haya alguna observación, el COES correrá traslado al Generador Integrante de dicha observación, para que en un plazo no mayor de treinta (30) días hábiles cumpla con subsanarla. Si transcurrido este plazo, el generador no es subsanada la observación, se aplicará lo indicado en el numeral 3.4.2 del presente Anexo.

3.3 Actualización de precios

La actualización de precios referida en el numeral 1.5 del presente Anexo, se realizará de la siguiente manera:

3.3.1 Precio del carbón

3.3.1.1 El precio unitario del carbón actualizado se obtiene de multiplicar el precio unitario del carbón de la última información presentada por el Generador Integrante por el Factor de Actualización FAC.

Dónde:

FAC : Factor de Actualización del precio del carbón.

PC1 : Precio unitario del carbón actualizado.

PC0 : Precio unitario del carbón de la última información presentada.

3.3.1.2 El Factor de Actualización se determina con la siguiente fórmula:

FOB1 : Precio FOB del carbón que figura en la revista Platts “International Coal Report”, vigente a la fecha de


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actualización. Este precio corresponderá al lugar más cercano de donde se adquirió el carbón y al poder calorífico más cercano al informado inicialmente.

FOB0 : Precio FOB del carbón que figura en la revista Platts “International Coal Report”, de más próxima publicación vigente al momento de la última información presentada por la empresa de generación. Este precio corresponderá al lugar más cercano de donde se adquirió el carbón y al poder calorífico más cercano al informado inicialmente.

3.3.2 Costo de fletes marítimos y seguros

3.3.2.1 El costo unitario de fletes marítimos y seguros actualizado, se obtendrá de multiplicar el costo unitario de fletes marítimos y seguros de la última información presentada por el Generador, por el siguiente factor de actualización:

FACt : Factor de Actualización del costo por fletes marítimos y seguros.

PF1 : Precio del flete publicado en la revista Platts “International Coal Report” vigente a la fecha de actualización. Este precio corresponderá al lugar más cercano de donde se adquirió el carbón y al poder calorífico más cercano al informado inicialmente.

PF0 : Precio del flete publicado en la revista Platts “International Coal Report”, vigente al momento de la última información presentada por la empresa de generación. Este precio corresponderá al lugar más cercano de donde se adquirió el carbón y al poder calorífico más cercano al informado inicialmente.

3.3.3 Costos de aduanas y desaduanaje, costos de embarque y desembarque y costos de transporte terrestre (cuando corresponda)

Estos costos no se actualizan y serán considerados iguales a los declarados en la última información presentada por la empresa.

3.3.4 Costos por pruebas de calidad y mermas

Los costos por pruebas de calidad del combustible y mermas, se considerarán igual a lo declarado en la última información remitida por la empresa.

3.4 Periodo de aplicación de la actualización de precios

3.4.1 El COES aplicará la metodología de actualización de precios descrita en el numeral 3.3 del presente Anexo, luego de transcurridos cuatro (04) meses desde la última entrega de información de precios por el Generador Integrante.

3.4.2 Si transcurridos los cuatro (04) meses desde la aplicación de la metodología de actualización de precios, descrita en el numeral anterior, el Generador Integrante aún no remitiera su información, el COES


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considerará como el precio del carbón el referencial publicado en el portal de internet de OSINERGMIN. Los costos de fletes marítimos y seguros, aduanas y desaduanaje, embarque y desembarque, transporte terrestre y aquellos por prueba de calidad de combustible serán considerados los mismos al de la actualización efectuada por el COES. Así mismo, se deberá medir el poder calorífico del combustible a través de un laboratorio debidamente acreditado.


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1,0 INFORMACIÓN DE ALMACÉN1,01 Nombre de la empresa generadora1,02 Nombre de la central1,03 Fecha de suministro de información dd/mm/aa Corresponde a la fecha de entrega al COES del

formato.

1,04 Cantidad de carbón en almacén t Corresponde a la cantidad de carbón

almacenado en la central previo al momento de

la descarga del carbón adquirido.

1,05 Costo unitario del combustible en almacén S/./kg Costo unitario del combustible vigente en la

base de datos del COES (SGOCOES)

2,0 INFORMACIÓN DE COMPRA DEL COMBUSTIBLE CARBÓN2,01 Identificación del comprobante de pago2,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa2,03 Tipo de Cambio S/./US$ Tipo de cambio venta, vigente a la fecha de la

emisión del comprobante de pago (2,02),

obtenido de la Superintendencia de Banca,

Seguros y AFP (SBS).

2,04 Procedencia del carbón Corresponde al país de origen del carbón.

2,05 Proveedor del carbón Nombre del proveedor

2,06 Sitio de entrega del proveedor Si lo entregó en la central de generación, debe

ingresar: “En la Central ”. Si lo entregó en

un puerto de importación del Perú, debe

ingresar “En el Puerto XXX ”.

2,07 El comprobante de pago incluye costo de

transporte hasta la central?

Si/No Si selecciona Si, sólo registrar lo

correspondiente al combustible, sin incluir el

costo de transporte.

2,08 Cantidad comprada t Corresponde a la cantidad de carbón

comprada, indicada en el comprobante de pago

de sustento (2,01), expresada en toneladas

(métricas)

2,09 Pago realizado por la compra del carbón S/. Corresponde al pago realizado o por realizar

por la compra del carbón indicado en el

comprobante de pago de sustento, sin incluir

otros costos, expresado en nuevos soles (S/.).

Se debe utilizar el tipo de cambio venta

indicado en (2,03).

2,10 Costo unitario del carbón comprado S/./kg Corresponde al costo unitario del carbón

comprado, sin incluir otros costos, ni considerar

impuestos. Se obtiene de dividir el pago

realizado por la compra del carbón (2,09) entre

la cantidad comprada (2,08)

2,11 Precio unitario del carbón (pc ) S/./kg Obtenido de ponderar el costo unitario del

carbón comprado (2,10) con el costo unitario

del combustible vigente en el SGOCOES (1,05)

por sus respectivas cantidades (2,08) y (1,04).

2,12 Poder Calorífico Superior del carbón kJ/kg Corresponde al poder calorífico superior del

carbón comprado.

2,13 Poder Calorífico Inferior del carbón kJ/kg Corresponde al poder calorífico inferior del

carbón comprado.

3,0 INFORMACIÓN DE FLETES MARÍTIMOS3,01 Identificación del comprobante de pago por

flete marítimo3,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa3,03 Tipo de Cambio S/./US$ Tipo de cambio venta, vigente a la fecha de la




FORMATO 2

INFORMACIÓN DE PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DEL CARBÓN


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3,04 Proveedor del transporte Corresponde al nombre de la compañía

naviera.

3,05 Puerto de embarque del combustible Puerto desde donde se realizó el transporte del

carbón.

3,06 Puerto de desembarque en el Perú Puerto hasta donde se realizó el transporte del

carbón.

3,07 Cantidad transportada t Corresponde a la cantidad de carbón

transportado por el proveedor, indicada en el

comprobante de pago de sustento, expresado

en toneladas (métricas).

3,08 Pago realizado por el flete marítimo S/. Corresponde al pago realizado o por realizar

por el transporte marítimo del carbón, sin

incluir el costo del combustible, expresado en

nuevos soles (S/.). Se debe utilizar el tipo de

cambio venta indicado en (3,03).

4,0 INFORMACIÓN DE SEGUROS MARÍTIMOS4,01 Idenfiticación del comprobante de pago por

seguro marítimo4,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa4,03 Tipo de Cambio S/./US$ Tipo de cambio venta, vigente a la fecha de la




4,04 Pago realizado por el seguro marítimo S/. Corresponde al valor pagado por seguros

expresado en nuevos soles (S/.) Se debe utilizar

el tipo de cambio venta, vigente a la fecha de la

emisión del comprobante de pago, obtenido de

la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP

(SBS).

4,05 Costo Unitario de Fletes marítimos y

Seguros (cts )

S/./t Se obtiene de dividir el costo del transporte

(3,08) más el pago realizado por el seguro

marítimo (4,04) entre la cantidad transportada

(3,07).

5,0 INFORMACIÓN DE COSTOS DE ADUANAS Y OTROS COSTOS DE DESADUANAJE5,01 Idenfiticación del comprobante de pago por

agenciamiento aduanero

S/.

5,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa5,03 Tipo de Cambio S/./US$ Tipo de cambio venta, vigente a la fecha de la




5,04 Pagos por servicios aduaneros y otros costos

de desaduanaje

S/. Pagos realizados o por realizar por servicios

aduaneros y otros costos para la

nacionalización del carbón.

5,05 Impuestos que no generan crédito fiscal S/.5,06 Costo unitario de aduana y otros costos de

desaduanaje (cad)

S/./t Se obtiene de dividir los costos por servicios

aduaneros y otros costos de desaduanaje (5,04)

más los impuestos que no generan crédito

fiscal (5,05) cuando corresponda, entre la

cantidad (3,07).

6,0 INFORMACIÓN DE COSTOS DE SUPERVISIÓN DE EMBARQUE Y DESEMBARQUE6,01 Identificación del comprobante de pago6,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa6,03 Costos de supervisión de embarque de

carbón

S/. Pagos realizados o por realizar asociados al

embarque del carbón incluyendo la supervisión.

6,04 Costos de desembarque de carbón S/. Pagos realizados asociados al desembarque de

carbón incluyendo la supervisión.

7,0 INFORMACIÓN DE FLETES TERRESTRES7,01 Identificación del comprobante de pago7,02 Fecha de emisión del comprobante de pago dd/mm/aa


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7,03 Tipo de Cambio S/./US$ Tipo de cambio venta, vigente a la fecha de la




7,04 Proveedor del transporte Nombre del proveedor

7,05 Sitio de cargue del carbón Corresponde al punto desde donde se realizó el

transporte del carbón.

7,06 Sitio de descargue del combustible Corresponde al punto hasta donde se realizó el

transporte del carbón.

7,07 Cantidad transportada t Corresponde a la cantidad de carbón

transportado por el proveedor, expresada en

toneladas (métricas).

7,08 Pagos realizados por flete terrestre S/. Corresponde al pago realizado o por realizar

por el transporte terrestre del combustible

indicado en el comprobante de pago de

sustento, sin incluir el valor del combustible.


concepto de pagos por flete terrestre del

combustible

S/. Expresado en nuevos soles (S/.)

7,10 Costo unitario de embarque, desembarque

y transporte terrestre (cemb )

S/./ t Se obtiene de dividir la suma de los costos de

embarque (6,03) y desembarque (6,04), el pago

por flete terrestre (7,08) más los impuestos que

no generan crédito fiscal por transporte de

combustible (7,09) entre la cantidad

transportada (7,07).

8,0 COSTOS POR PRUEBAS DE CALIDAD Y MERMAS8,01 Costos por pruebas de calidad de S/.8,02 Costos por mermas de carbón S/.

SOPORTES DE LA INFORMACIÓNParte 2

Partes 3 y 4Comprobantes de pago de fletes y de seguros marítimosParte 5 Comprobantes de pago por servicios aduaneros y otros servicios de desaduanaje.Parte 6 Comprobante de pago con los correspondientes anexos.Parte 7 Comprobante de pago de cada proveedor con los correspondientes anexos.Parte 8 Comprobante de pago por pruebas de calidad de combustible. Documentos y hojas de cálculo del costo por mermas de

Comprobante de pago con los correspondientes anexos. Resultados de pruebas de control de calidad de recepción del

carbón en el sitio de entrega del proveedor, que contenga los valores del poder calorífico.


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ANEXO 3

INFORMACION DE PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DEL COMBUSTIBLE GAS NATURAL

1. INFORMACIÓN A SER PRESENTADA

La información relativa al precio y la calidad del gas natural puesto en el punto de entrega de la Central de Generación, en adelante denominado “Precio Único”, deberá ser entregada en los siguientes términos:

1.1. El titular de cada Central de Generación que utilice gas natural como combustible presentará al COES la información correspondiente al Precio Único, a la fórmula de reajuste, a la calidad del gas natural, así como los contratos y comprobantes de pago de suministro, transporte y distribución de gas.

1.2. La presentación de la mencionada información deberá efectuarse con la siguiente frecuencia: (i) el Precio Único, la fórmula de reajuste, la calidad y las copias de los contratos de suministro, transporte y distribución de gas una vez al año, el último día útil de la primera quincena del mes de junio en sobre cerrado. La vigencia del Precio Único y de la fórmula de reajuste será desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente; ii) la calidad del gas, así como los comprobantes de pago de suministro, transporte y distribución de gas deberán presentarse en forma mensual en medio digital.

1.3. Los Generadores Integrantes que tuviesen proyectado incorporar al SEIN nuevas Unidades de Generación, efectuarán la presentación de la información anual en el mes de junio inmediatamente anterior a la fecha de ingreso, conforme al numeral 1.2 del presente Anexo.

1.4. La entrega de información en el presente numeral 1 tiene carácter obligatorio, y se hará de acuerdo a los Formatos 3 y 4 contenidos al final del presente Anexo, y adjuntará las hojas de cálculo y respectivos documentos de sustento en medio impreso y digital.

1.5. En el caso de los Generadores que hayan presentado información previamente y que no presentasen nueva información relativa al Precio Único en la oportunidad establecida en el presente Anexo, el COES considerará como Precio Único para el nuevo periodo anual, el precio reajustado vigente a la fecha en la que debió presentarse la nueva información.

2. DATOS BASE

La información que deben presentar los Generadores Integrantes que utilizan o que utilizarán gas natural es la siguiente:

2.1. Precio Único del gas expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Giga Joule (US$/GJ), correspondiente al poder calorífico inferior. Deberá desagregarse los siguientes componentes: suministro, transporte y distribución, según corresponda.

2.2. Impuestos que no generen crédito fiscal.

2.3. Una fórmula de reajuste.

2.4. Características energéticas y de calidad del gas natural, debidamente sustentadas.


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2.5. Copias de los contratos de suministro, transporte y distribución de gas natural, según corresponda.

2.6. Copia de los comprobantes de pago de suministro, transporte y distribución de gas.

3. METODO A SEGUIR

3.1. Entrega de la información anual

3.1.1. Acreditación de Representantes

3.1.1.1. Para efectos de la presentación de la información, los Generadores Integrantes acreditarán previamente ante el COES las facultades de representación de los representantes legales que suscribirán el Formato de Presentación de Información. Para ello, los Generadores indicarán el nombre del o los representantes legales que suscribirán el referido Formato y remitirán copia simple de su documento de identidad, así como de sus poderes vigentes, con la respectiva indicación del número de la partida registral y asiento en el que se encuentran inscritos.

3.1.1.2. Se considera que los representantes legales cuentan con facultades suficientes para efectos de la presentación de información, en aquellos casos en los que el órgano societario competente le hubiera otorgado facultades especiales para su presentación o facultades generales para presentar declaraciones ante personas jurídicas privadas y obligar al Generador conforme a los términos de su declaración.

3.1.1.3. Los poderes deberán ser presentados en las oficinas del COES, hasta siete días calendario antes de la fecha de presentación. El COES revisará los poderes y comunicará a cada Generador sobre los defectos u omisiones que se encuentre. El Generador deberá subsanar las observaciones antes de la fecha de presentación.

3.1.2. Presentación de la información

3.1.2.1. Los Generadores Integrantes presentarán la información en sobre cerrado, el cual deberá contener lo siguiente: (i) Original y una copia simple del Formato 3, llenado adecuadamente y firmado por su(s) representante(es) legal(es). Se presentará un Formato 3 con la información por cada central de generación; ii) Copia de los contratos de suministro, transporte y distribución de gas natural, según corresponda.

El formato indicado deberá contener la siguiente información:

Nombre de la central

Nombre de la empresa titular

Precio Único del gas expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Giga Joule (US$/GJ), correspondiente al poder calorífico inferior. Deberá desagregarse las componentes suministro, transporte y distribución, según corresponda.

Constancia de sustento de los poderes caloríficos superior e inferior del gas. Estos corresponderán al promedio de al


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menos 30 mediciones proporcionadas por el transportador, en el punto de medición más cercano a la central, tomadas dentro de los 6 meses anteriores a la fecha de entrega de la información.

Fórmula de reajuste

3.1.2.2. El plazo de entrega de la información señalada en el anterior numeral será las 09:00 horas del último día útil de la primera quincena del mes de junio de cada año. El cargo de recepción deberá estar suscrito por la Dirección Ejecutiva, e indicará la hora y los datos de identificación de la persona que lo entregó.

3.1.2.3. El sobre cerrado deberá estar dirigido a la Dirección Ejecutiva del COES, consignando en su anverso la siguiente información:

(i) “Precio Único del Gas Natural”,

(ii) Nombre del generador

No se aceptarán ni recibirán documentos que sean remitidos por correo electrónico, facsímil o cualquier otro medio de comunicación; y/o sobres que al momento de su presentación presenten roturas.

3.1.2.4. Cada Generador Integrante es responsable de presentar la información en forma clara, legible y completa. No se admitirán subsanaciones ni aclaraciones posteriores a la presentación del sobre.

3.1.3. Acto de apertura de sobres

3.1.3.1. El Acto de Apertura de los sobres será presidido por el Director Ejecutivo del COES o quien lo represente, y se realizará a las 09:30 horas de la fecha indicada en 3.1.2.2. Como veedor de este acto se hará presente un representante de OSINERGMIN, así como un Notario Público, que certificará la documentación presentada y dará fe del acto de apertura, al que podrán asistir los representantes de los Generadores Integrantes que lo deseen. En el acta se dejará constancia del estado y el contenido de los sobres, y será suscrita por el Director Ejecutivo o al que éste designe, el veedor y los representantes de los Generadores Integrantes que así lo deseen.

3.1.3.2. El representante del COES procederá a abrir los sobres y comprobar que los documentos presentados por cada Generador sean los solicitados en el numeral 3.1.2 del presente Anexo. De no ser así, se anotará tal circunstancia en el Acta. El Notario Público autenticará una copia del formato de información.

3.1.3.3. Finalizada la apertura de los sobres, el representante del COES, antes de dar por finalizado el acto público, dejará sentado en el Acta, cuando menos, la siguiente información:

(i) Identificación de los Generadores que hubieran presentado Declaración(es);

(ii) Contenido de las Declaraciones de cada Generador (Precio Único, fórmula de reajuste, poder calorífico e identificación de la central de generación).


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El Acta será suscrita por el representante del COES, el Veedor, el Notario Público, y los representantes de los Generadores que deseen hacerlo, y será publicada en el Portal de Internet del COES para conocimiento general.

3.1.3.4. El Acto de Apertura, así como la información presentada, no podrá ser objeto de impugnación.

3.2. Entrega de información mensual

Los comprobantes de pago de suministro, transporte y distribución de gas y la información del poder calorífico, deberán ser suministrados en medio digital antes del día 20 de cada mes y corresponderá a las entregas realizadas por los proveedores, durante el mes inmediatamente anterior. El poder calorífico del gas corresponderá al promedio de los valores diarios registrados en el mes anterior por cualquier proveedor (de gas, de transporte o de distribución) o por el Generador Integrante, en el centro de medición más próximo a la central.

3.2.1. Actualización mensual de costos

Corresponde al COES actualizar mensualmente el Precio Único del gas natural aplicando la fórmula de reajuste sobre el costo de suministro, de acuerdo al siguiente procedimiento:

3.2.1.1. Utilizará la fórmula de reajuste presentada por el Generador Integrante, siempre y cuando esté basada, únicamente, en una canasta de combustibles cuyos precios estén publicados en el “Platt’s Oilgram Price Report” y cumpla en estricto con las siguientes formas y requisitos:

( )

Dónde:

PG1 : Precio del gas natural actualizado.

PG0 : Precio Único del gas natural al que se refiere el numeral 1 del presente Anexo.

FAG : Factor de Actualización del Precio Único del gas natural.

( )

a, b, c : Factores de ponderación presentados por el titular de generación y aplicados durante todo el periodo de doce (12) meses, cuyo valor puede variar entre 0 y 1; cumpliéndose que:

C1, C2, C3 : Combustibles señalados con precisión por el titular de generación e identificados para su ubicación respectiva en el Platt’s Oilgram Price Report.

C1x, C2x, C3x : Promedio aritmético de los últimos doce meses de los precios de los combustibles C1, C2, C3, tomados diariamente de los precios publicados en


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el Platt’s Oilgram Price Report, determinado por el COES considerando la información disponible al mes anterior a la fecha que desea actualizar.

C10, C20, C30 : Promedio aritmético de los últimos doce meses de los precios de los combustibles C1, C2, C3, tomados diariamente de los precios publicados en el Platt’s Oilgram Price Report, determinado por el COES considerando la información disponible correspondiente al mes anterior a la fecha más próxima al de la presentación de información por la Empresa de Generación.

3.2.1.2. En caso la fórmula de reajuste no cumpliera con el criterio anterior o la entidad generadora la omitiera, el COES aplicará el siguiente procedimiento de actualización:

Se multiplica el Precio Único del gas natural de la última presentación de información por el factor de actualización.

Donde:

PG1 : Precio del gas natural actualizado.

PG0 : Precio Único del gas natural correspondiente a la última presentación de información.

FAG : Factor de actualización del Precio Único del gas natural.

FOx : Promedio aritmético de los últimos doce (12) meses del precio del Fuel Oil N°6 US Gulf Coast Waterborne (1% de Azufre), tomado diariamente de los precios publicados en el Platt’s Oilgram Price Report, determinado por el COES considerando la información disponible al mes anterior a la fecha que desea actualizar.

FO1 : Promedio aritmético de los últimos doce (12) meses del precio del Fuel Oil N° 6 US Gulf Coast Waterbone (1% de Azufre), tomado diariamente de los precios publicados en el Platt’s Oilgram Price Report, determinado por el COES considerando la información disponible correspondiente al mes anterior a la fecha más próxima al de la última presentación de información por el Generador Integrante.

3.3. Determinación del precio efectivamente pagado

3.3.1. Para efectos de lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 016-2000-EM, el precio de gas efectivamente pagado por la empresa generadora a sus proveedores se determinará de la siguiente manera:

Sobre la base de la información suministrada por los Generadores Integrantes, mensualmente el COES calculará el precio unitario del gas a ser efectivamente pagado por los conceptos de suministro, transporte y distribución, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Giga Joule (US$/GJ). El precio del gas efectivamente


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pagado será la suma de los precios de suministro, transporte y distribución.

3.4. Determinación por parte del COES del precio a considerar

3.4.1. El precio del gas a ser considerado por el COES en el cálculo de Costos Variables Combustibles de la empresa Generadora, será el precio actualizado obtenido conforme el numeral 3.2.1 del presente Anexo, el cual entrará en vigencia a partir del día 1 (uno) del mes siguiente al de realizado el cálculo.

3.4.2. Para los casos de las centrales termoeléctricas comprendidas en los alcances del Decreto Supremo Nº 016-2000-EM, el precio de gas a ser considerado por el COES será el menor valor obtenido de comparar el precio actualizado de acuerdo al numeral 3.2.1 del presente Anexo y el precio efectivamente pagado obtenido con información del mes anterior al momento del cálculo según se indica en el numeral 3.3 del presente Anexo.


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1,0 INFORMACIÓN DE LA UNIDAD1,01 Nombre de la empresa generadora1,02 Nombre de la central1,03 Fecha de suministro de información dd/mm/aa Corresponde a la fecha de entrega del formato

al COES con los comprobantes y demás

soportes solicitados.

1,04 Potencia efectiva de la central MW

2,0 PRECIO ÚNICO2,01 Precio Único del gas natural US$/GJ Corresponde al Precio Único calculado por el

generador considerando los costos de

suministro, transporte y distribución (según

corresponda), de acuerdo con lo establecido en

el Artículo 1 del D.S. 014-2006-EM que

modificó el Artículo 5 del D.S. 016-2000-EM.

Este precio corresponderá al mes de julio

inmediatamente posterior al de entrega de la

información al COES.

2,02 Costo de suministro US$/GJ Corresponde a la componente de suministro en

el Precio Único.

2,03 Costo de transporte US$/GJ Corresponde a la componente de transporte en

el Precio Único.

2,04 Costo de distribución US$/GJ Corresponde a la componente de distribución

(si aplica) en el Precio Único.

3,0 IMPUESTOS QUE NO GENERAN CREDITO FISCAL3,01 Impuestos que no generan crédito fiscal por

concepto de suministro, transporte de

combustible y distribución de gas

US$/GJ Corresponde a la cifra equivalente a los

impuestos por suministro, transporte y

distribución que no genera crédito fiscal

4,0 FÓRMULA DE REAJUSTE4,01 Combustible C 1

Primer combustible seleccionado por el

generador de acuerdo con la Fórmula de

Reajuste.

4,02 Factor a Corresponde al factor de ponderación para el

combustible C 1 .

4,03 Combustible C2Segundo combustible seleccionado por el


Reajuste.

4,04 Factor b Corresponde al factor de ponderación para el

combustible C 2 .

4,05 Combustible C3Tercer combustible seleccionado por el


Reajuste.

4,06 Factor c Corresponde al factor de ponderación para el

combustible C 3 .

5,0 CALIDAD DEL GAS NATURAL5,01 Poder calorífico superior GJ/m3 Corresponde al poder calorífico superior

promedio del gas.

5,02 Poder calorífico inferior GJ/m3 Corresponde al poder calorífico inferior

promedio del gas.

6,0 COPIAS DE CONTRATOS6,01 Relación de contratos Relación de los contratos de suministro,

transporte y distribución de gas natural, según

corresponda, cuyas copias se adjunta.

SOPORTES DE LA INFORMACIÓNParte 3

Parte 5

Comprobantes de pago más recientes de suministro, transporte y distribución (si corresponde), que sustenten los

impuestos que no generan crédito fiscal declarados.Al menos 30 mediciones del poder calorífico realizadas por el transportador en el punto de medición más cercano a la

central con sus respectivas constancias, tomadas dentro de los 6 meses anteriores a la fecha de entrega de la información.

Si no se dispone completamente de la información anterior, constancia del suministrador de gas. Para el caso del poder

FORMATO 3

INFORMACIÓN ANUAL REFERENTE A PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DEL GAS


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1,0 INFORMACIÓN DE LA UNIDAD1,01 Nombre de la empresa generadora1,02 Nombre de la central1,03 Fecha de suministro de información ddmmaa Fecha de entrega del formato al COES.

1,04 Información correspondiente al mes de mmaa Corresponde al mes inmediatamente anterior

al indicado en (1,03). Toda la información

entregada en las partes 2 y 3 del presente

1,05 Durante el mes se realizaron compras de gas

natural

Sí/No Si selecciona Si, se llena completamente la

Parte 2 del formato. Si selecciona No, no

se llena la Parte 2 y se salta a la Parte 3.

2,0 INFORMACIÓN DE SUMINISTRO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN2,01 Costo del suministro del gas US$ Corresponde al costo pagado o a pagar por el

suministro de gas durante el mes.

2,02 Volumen de gas facturado m3 Corresponde al volumen de gas suministrado o

pactado de suministrar según contrato Take or

Pay durante el mes.

2,03 Costo de transporte de gas S/. Corresponde al pago facturado por el

transportador por el servicio prestado durante

2,04 Volumen de gas transportado m3 Corresponde al volumen de gas transportado o

pactado de transportar según contrato, durante

2,05 Costo de distribución S/. Corresponde al pago facturado por el

distribuidor (si corresponde) por el servicio

2,06 Volumen de gas distribuido m3 Corresponde al volumen de gas conducido o

pactado de conducir según contrato por la red

del distribuidor, durante el mes.


concepto de compra de gas, transporte y

distribución

S/. Corresponde a los impuestos que no generan

crédito fiscal por concepto de compra de gas,

transporte y distribución

3,0 PODER CALORÍFICO3,01 Poder calorífico Superior GJ/m3 Corresponde al poder calorífico superior

promedio del gas entregado durante el mes

anterior según soporte del comprobante de

pago del productor, transportador o

distribuidor.3,02 Poder calorífico Inferior GJ/m3 Corresponde al poder calorífico inferior

promedio del gas entregado durante el mes

anterior según soporte del comprobante de

pago del productor, transportador o

distribuidor. Se debe indicar también la

metodología seguida para su obtención.

SOPORTES DE LA INFORMACIÓNParte 2Parte 3

Comprobantes de pago de suministro, transporte y distribución (si corresponde) del mes.Anexo que soporta el comprobante de pago del mes del transportador.

FORMATO 4

INFORMACIÓN MENSUAL REFERENTE A PRECIOS, COSTOS Y CALIDAD DEL GAS

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO …...Unidades de Generación”, y PR-33...

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