DECRETO
No. 12
EL
PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE EL SALVADOR,
CONSIDERANDO:
I. Que mediante
Decreto Legislativo No. 843, de fecha 10 de octubre de 1996, publicado en el
Diario Oficial No. 201, Tomo No. 333, del 25 de ese mismo mes y año, se aprobó
la Ley General de Electricidad, con el objeto de normar las actividades de
generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica;
II. Que por
medio de Decretos Legislativos No. 146, de fecha 31 de agosto de 2021,
publicado en el Diario Oficial No. 184, Tomo No. 432, de fecha 28 de septiembre
de 2021, y No. 331, de 22 de marzo de 2022, publicado en el Diario Oficial No.
59, tomo No. 434 de fecha 23 de marzo de 2022, se aprobaron reformas a la Ley
General de Electricidad;
III. Que las
reformas a que se ha hecho referencia en el considerando anterior, determinan
entre otros, que los servicios de generación, transmisión, distribución y
comercialización de energía eléctrica son servicios públicos, así como las
obligaciones que tienen los Participantes del Mercado y establecen aspectos
sobre la capacidad firme que debe ser remunerada en función del aporte efectivo
al sistema, asimismo, previeron la estabilidad del precio de la tarifa de
energía eléctrica para los usuarios finales a través de contratos de naturaleza
pública, así como los niveles de contratación, y medidas transitorias, entre
otras;
IV. Que es
necesario emitir lar reformas correspondientes al Reglamento de la Ley General
de Electricidad, con el fin de establecer los aspectos regulatorios y
normativos de conformidad con las reformas realizadas a la Ley General de Electricidad
y, así, garantizar la efectiva aplicabilidad de estas.
POR
TANTO,
en uso de sus facultades constitucionales,
DECRETA las
siguientes:
REFORMAS AL REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD.
Art. 1.- Refórmese el Art 67-I, de la forma
siguiente:
“Art. 67-I.- El precio de transacción de la energía en el
Mercado Regulador del Sistema se establecerá con base en el costo marginal de
operación del sistema en el intervalo de mercado respectivo, de acuerdo con lo
establecido en el Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del
Mercado Mayorista basado en Costos de Producción, más los cargos de
transmisión, operación del sistema, servicios auxiliares y todo cargo
establecido por la Ley General de Electricidad; los cuales serán definidos en
el presente Reglamento o en el Reglamento de Operación del Sistema de
Transmisión y del Mercado Mayorista basado en Costos de Producción. Se entiende
por costo marginal de operación al costo de abastecer un Kilo watt-hora
adicional de demanda en ese intervalo.
El Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del
Mercado Mayorista basado en Costos de Producción, establecerá los criterios y
procedimientos a aplicar en los casos en que para un intervalo de mercado deba
determinarse más de un costo marginal debido a la existencia de congestión en
el sistema de transmisión.
En casos de racionamiento, el costo marginal será igual al costo
unitario de la Unidad de Racionamiento Forzado correspondiente.”
Art. 2.- Sustitúyase el Art. 67-K por el
siguiente:
“Art. 67-K.- La capacidad firme es aquella potencia que una
unidad o central generadora es capaz de aportar al sistema eléctrico durante
los períodos de mayor exigencia del parque generador, la cual depende de la
disponibilidad de combustible o recurso primario, de su tasa de
indisponibilidad forzada y de su mantenimiento programado y cuyo valor será
determinado conforme el procedimiento que se establezca al efecto en el
Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista
basado en Costos de Producción.
Para efectos de la remuneración de la Capacidad Firme, se
considerará inicialmente una capacidad firme provisoria que se determinará con
base en una proyección de la demanda, tasa de salida forzada y disponibilidad
de combustible al inicio del período y una capacidad firme definitiva
establecida con valores oficiales al cierre del periodo.
La capacidad firme de una unidad o central generadora será
determinada de la forma siguiente:
• Para una central
hidroeléctrica la Capacidad Firme Provisoria se determinará en función de la
energía media semanal, estimada para el período de cálculo de la Capacidad
Firme, considerando la hidrología más baja registrada en los cinco (5) años
previos al año para el que se efectuará el cálculo, la indisponibilidad forzada
y sus mantenimientos; la Capacidad Firme Definitiva se determinará con base en
la energía media semanal realmente inyectada durante el período de cálculo.
• Para una unidad
térmica o geotérmica la Capacidad Firme Provisoria se determinará en función de
su potencia máxima neta, el factor de disponibilidad que toma en cuenta el
registro de los últimos cinco (5) anos, de mantenimientos, la falta de
combustible o vapor y la disponibilidad por salida forzada; la Capacidad Firme
Definitiva se determinará considerando las estadísticas de disponibilidad del
periodo de doce meses recién transcurrido, las cuales reemplazarán los datos
del periodo de doce meses más antiguo que se utilizó para el cálculo de la
Demanda Firme Provisoria.
• Para una unidad
generadora de fuente renovable de energía no convencional, tal como biomasa,
eólica, solar y otras, la Capacidad Firme Provisoria se determinará con base en
la disponibilidad más baja del recurso primario registrado en los últimos cinco
(5) años y para la Capacidad Firme Definitiva con base a la energía real
inyectada durante todas las horas del período de cálculo de la Capacidad Firme.
• Para un auto productor
o cogenerador se establecerá la Capacidad Firme Provisoria en función del
registro histórico horario de sus excedentes inyectados al sistema en los
últimos cinco (5) años y para la capacidad definitiva con la energía real
inyectada en el período de cálculo, conforme a la metodología que se defina en
el Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista
basado en Costos de Producción.
• Para el caso de un
nuevo generador no convencional que se incorpore al sistema, el propietario
enviará un estudio de disponibilidad de recursos energético a la SIGET, para la
determinación de la correspondiente Capacidad Firme Provisoria, el cual se
utilizará hasta que se complete el registro histórico real de cinco (5) Años.
• Para el caso de un
nuevo generador convencional que se incorpore al sistema, el propietario
enviará datos estadísticos de la operación de las plantas a la SIGET, para la
determinación de la correspondiente Capacidad Firme Provisoria, el cual se irá
actualizando con la información real registrada hasta completar los cinco (5)
años.
La tasa de indisponibilidad forzada de todas las unidades
generadoras del sistema será determinada con la información de las
indisponibilidades de los últimos cinco (5) años.
La potencia de una unidad generadora a utilizar en el cálculo de
la capacidad, tanto para la provisoria como para la definitiva, no podrá ser
superior a la máxima capacidad que ella puede inyectar al sistema por razones
de estabilidad.
Las Capacidades Firmes Provisorias y Definitivas de todas las
unidades generadoras deberán ser proporcionalmente ajustadas, de modo que la
suma de dichas Capacidades Firmes resulte igual a la demanda máxima registrada
en el período de control. Se entenderá por demanda máxima, a la máxima
generación neta horaria más importaciones y menos exportaciones.
El período de control, para efectos de la Capacidad Firme,
corresponderá a las horas en que se produce la máxima exigencia del parque
generador y se establecerá en el Reglamento de Operación del Sistema de
Transmisión y del Mercado Mayorista basado en Costos de Producción (ROBCP) y el
mismo se revisará anualmente en función del comportamiento de la demanda.
El período de cálculo de la Capacidad Firme Provisoria y
Definitiva será de un año.
Los generadores térmicos deberán mantener un inventario mínimo de
combustible el cual será determinado en función de las condiciones del sistema,
el incumplimiento de los inventarios mínimos se considerará como una
indisponibilidad que se incluirá en el cálculo de la tasa de indisponibilidad
forzada de las unidades generadoras.”
Art. 3.- Sustitúyase el Art. 86-A por el
siguiente:
“Art. 86-A.- De acuerdo con lo establecido en el Art. 79,
letra a) de la Ley General de Electricidad; las distribuidoras estarán
obligadas a suscribir contratos de largo plazo a través de procesos de libre
concurrencia y contratos de naturaleza pública por no menos de los porcentajes,
respecto la demanda de potencia máxima y su energía asociada, que se indican a
continuación:
Contratos de Libre Concurrencia: Cincuenta por ciento (50%)
Contratos de naturaleza pública: Treinta y cinco por ciento (35%)
Sobre la base de la evolución de la demanda y de la oferta de
electricidad en el Mercado Mayorista de Electricidad, la SIGET deberá
monitorear permanentemente los porcentajes de contratación señalados en este
artículo y propondrá su modificación mediante acuerdo institucional a la
Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas, la cual, tramitará la
modificación de dichos porcentajes, en función de la política Energética y los
lineamientos establecidos. La SIGET deberá preparar un Cronograma Quinquenal de
los Procesos de Libre Concurrencia que se deban realizar a fin de cumplir con
los porcentajes de contratación, el cual se podrá actualizar cada año
calendario de considerarlo necesario, sin perjuicio de los contratos vigentes.
Los procedimientos que aplicarán las distribuidoras incluyendo
disposiciones específicas para el desarrollo de procesos de libre concurrencia
para contratos de largo plazo respaldados con recursos renovables, reinversión
y proyectos de nueva inversión, se establecerán mediante Acuerdo de la SIGET,
previa consulta a la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas. Las
instituciones competentes verificarán que se cumpla con las condiciones
técnicas, ambientales y sociales.
La suscripción de Contratos de Naturaleza Pública se regirá por
los lineamientos que, para tal efecto, emita la Dirección General de Energía,
Hidrocarburos y Minas.
La Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas, emitirá
los lineamientos para la suscripción de los contratos naturaleza pública, con
base en la propuesta que para tal efecto remitan los generadores en los que el
Estado tenga una participación mayoritaria y control directo.”
Art. 4. Las presentes reformas entrarán en
vigencia ocho días después de su publicación en el Diario Oficial.
DADO EN CASA PRESIDENCIAL: San Salvador, a los veintidós
días del mes de julio del año dos mil veinticuatro.
NAYIB
ARMANDO BUKELE ORTEZ
PRESIDENTE
DE LA REPÚBLICA.
MARÍA
LUISA HAYEM BREVE,
MINISTRA
DE ECONOMÍA.
Decreto
Ejecutivo No. 12 de fecha 22 de julio de 2024, publicado en el Diario Oficial
No. 142, Tomo 444 de fecha 25 de julio de 2024.