Norma Legal Oficial del día 25 de julio del año 2008 (25/07/2008)
Si dese vizualizar el documento entero como pdf click aqui.
TEXTO DE LA PÁGINA 45
El Peruano MORDAZA, viernes 25 de MORDAZA de 2008
NORMAS LEGALES
Descargado desde www.elperuano.com.pe
376863
4.1. Costos Adicionales Estimados
Al inicio de cada MORDAZA de Fijacion de Precios en MORDAZA, es decir, en el plazo senalado en el item a del Anexo A del Texto Unico Ordenado de la MORDAZA "Procedimientos para Fijacion de Precios Regulados", aprobado mediante Resolucion OSINERGMIN N° 776-2007-OS/CD, el COES remitira a la GART un Informe Tecnico con su propuesta de Costos Adicionales Estimados para el Ano Tarifario, considerando lo siguiente: a) Dos escenarios: Despacho economico con presencia de Congestion y despacho economico sin presencia de Congestion, para lo cual utilizara las herramientas computacionales que emplea para la Programacion de Mediano Plazo, considerando como minimo etapas mensuales y tres bloques horarios por cada etapa. b) Los Costos Marginales Ideales asociados al despacho economico sin presencia de Congestion. c) Identificacion de las unidades de generacion termica cuyo costo variable sea superior al Costo Marginal Ideal, asi como la energia despachada por cada una de ellas, por etapa y bloque horario para el escenario con presencia de Congestion. d) Por cada central identificada en el paso previo, se calculara el producto de la energia despachada por la diferencia entre su costo variable y el Costo Marginal Ideal, por etapa y bloque horario. e) Los Costos Adicionales Estimados se obtendran como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador. 4.2. Asignacion de Estimados a los Usuarios los Costos
Tecnico N° 33 del COES, para el periodo q a compensar. Cmg = Costo Marginal Ideal para el periodo q. fp = Factor de perdidas marginales de energia en la MORDAZA donde inyecta la unidad i durante el periodo q. A la totalidad de los costos asi calculados, se descuentan las compensaciones propias entre generadores que no tienen relacion con la Congestion, tales como las senaladas en el numeral 9.2 del Procedimiento Tecnico N° 33 del COES. d) El monto resultante como consecuencia de los calculos efectuados conforme al literal anterior, constituye los Costos Adicionales Incurridos a compensar para dicho mes. El 50% de esta cantidad corresponde ser asumida por los Usuarios y se denominara Monto Asignado. 4.4. Transferencias Mensuales de Energia Dentro de las transferencias mensuales de energia, se considerara lo siguiente: a) Utilizando el mecanismo establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Tecnico N° 23 del COES, los Generadores recaudaran, mensualmente, los montos correspondientes al Cargo Unitario por Costos Adicionales, en base a sus contratos de suministro de energia con Usuarios Libres y Distribuidores; ademas, esta recaudacion incluira aquella que corresponda a las empresas que realizan retiros sin contratos de suministros, de acuerdo con la asignacion establecida por el COES, en cumplimiento de la Resolucion OSINERGMIN N° 025-2008-OS/CD o de la disposicion legal que pudiera expedirse al respecto. A esta recaudacion se le adicionara los aportes provenientes de los demas participantes del MORDAZA de Corto Plazo por concepto del Cargo Unitario por Costos Adicionales. La recaudacion a que se refiere el presente literal se denominara Monto Recaudado. b) El COES transferira el Monto Recaudado a los Generadores que hayan incurrido en los Costos Adicionales, teniendo prioridad el pago pendiente de las transferencias de meses anteriores por estos costos. En caso de existir un sobrante, el COES llevara el control de estos montos a fin de ser utilizados en los meses donde el Monto Recaudado sea menor al Monto Asignado. c) El COES es el encargado de llevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado y el Monto Recaudado para cada Ano Tarifario. Esta cantidad se denominara Saldo Neto Acumulado. 4.5. Reajuste Trimestral de los Costos Adicionales Estimados De forma trimestral, el COES remitira a la GART un Informe Tecnico que contenga su propuesta de reajuste de los Costos Adicionales Estimados para los meses restantes del Ano Tarifario respectivo. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidos en el numeral 4.1, asi como la diferencia entre los Costos Adicionales Estimados y los Costos Adicionales Incurridos. El citado Informe debera ser remitido 15 dias habiles MORDAZA del reajuste trimestral a que se refiere el parrafo siguiente. El reajuste trimestral sera publicado en los plazos establecidos en la Resolucion OSINERGMIN N° 1802007-OS/CD, Resolucion que aprueba la MORDAZA "Precios a Nivel de Generacion y Mecanismos de Compensacion entre Usuarios Regulados". 4.6. Liquidacion del Saldo Neto Acumulado La liquidacion del Saldo Neto Acumulado se realizara al final del Ano Tarifario. Si el Saldo Neto Acumulado resulta positivo, correspondera un aumento en los Costos Adicionales Estimados para el proximo Ano Tarifario, y si la diferencia es negativa, correspondera una disminucion en los Costos Adicionales Estimados para el proximo Ano Tarifario. Articulo 5º.- SANCIONES El COES comunicara los incumplimientos de los Agentes a la presente MORDAZA, a fin de aplicarse las sanciones correspondientes, de ser el caso, de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. Asimismo, los incumplimientos del COES a la presente MORDAZA, seran sancionados de conformidad con lo dispuesto en la citada Escala.
Adicionales
El 50% de los Costos Adicionales Estimados seran asignados por OSINERGMIN a los Usuarios, mediante su incorporacion en el Cargo Unitario por Costos Adicionales, como parte del Peaje por Conexion Unitario al Sistema Principal de Transmision (PCSPT). 4.3. Costos Adicionales Incurridos El COES calculara los Costos Adicionales Incurridos de acuerdo con el siguiente procedimiento: a) Cada dia se determinara el Costo Marginal Ideal con el modelo matematico de optimizacion senalado en el Procedimiento Tecnico N° 32 del COES, utilizando la misma informacion y consideraciones utilizadas en la elaboracion del ultimo Programa de Operacion Diario para este dia, de acuerdo con el Procedimiento Tecnico N° 02 del COES, y asumiendo disponibilidad ilimitada de gas natural de Camisea para las unidades de generacion que utilicen dicho combustible. b) Para efectos del calculo de las transferencias mensuales de energia, la calificacion de las horas de operacion de las unidades termicas se realizara con el despacho ejecutado. Los Costos Adicionales Incurridos se determinaran teniendo en cuenta solo las unidades termicas que despacharon y fueron calificadas por potencia y/o energia, conforme a lo establecido en el Procedimiento Tecnico N° 07 del COES, y con costo variable superior al Costo Marginal Ideal en su MORDAZA de inyeccion. c) Una vez recibida la produccion mensual de energia activa por unidad y empresa de generacion, de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Tecnico N° 10 del COES, los Costos Adicionales Incurridos se calcularan mediante la siguiente formula:
Costos si : (CVi Costos
Donde: i
Q q 1
E
q i
(CVi fpiq )
Cmg 0
q
fp )
q i
Cmg q
0; si : (CVi
Cmg q
fpiq )
0
= Unidad termica que opero con costos variables superiores al Costo Marginal Ideal en su MORDAZA de inyeccion. q = Cada periodo de 15 minutos de la operacion de la unidad i. Q = Numero total de periodos q en que el costo variable de la unidad i fue superior al Costo Marginal Ideal. E = Energia inyectada por la unidad i en el periodo q. CV = Costo variable de la unidad i determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento
DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
Primera.- Participacion de los MORDAZA Usuarios Libres en el MORDAZA de Corto Plazo