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Pág. 171240 NORMAS LEGALES Lima, sábado 20 de marzo de 1999 Que, en cumplimiento de la Segunda Disposición Transi- toria de la Ley N° 26980, debe establecerse un procedimiento de transición a efectos de facilitar la aplicación de los crite- rios y procedimientos a que se refiere el considerando que antecede, a las unidades de generación eléctrica interconec- tadas existentes a la fecha de publicación de la Ley N° 26980; De conformidad con el inciso 8) del Artículo 118° de la Constitución Política del Perú; DECRETA: Artículo Primero .- Modifícanse, los Artículos 22°, 23°, 86°, 91°, 103°, 109°, 110°, 111°, 112°, 113°, 121°, 126°, 135°, 136°, 137°, 139°, 140° y 201° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado mediante Decreto Supre- mo N° 009-93/EM, en los términos siguientes: Artículo 22° .- ... “g) Fijar el Precio Básico de la Potencia de Punta a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, según el procedimiento definido en el Artículo 126° del Reglamento;” ... “j) Fijar el Margen de Reserva Firme Objetivo de cada Sistema Eléctrico donde exista un COES y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta a que se refiere el Artículo 126° del Reglamento.” Artículo 23° .- ... “b) Evaluar el cálculo propuesto por el COES sobre el Precio Básico de la Potencia de Punta a que se refiere el inciso g) del artículo anterior;” ... “e) Evaluar el Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta a que se refiere el inciso j) del artículo anterior.” Artículo 86° .-... “f) Proponer al Ministerio para su aprobación, los proce- dimientos a que se refieren los incisos c) y d) del Artículo 40° de la Ley; y, g) Otras, que en el marco de la Ley y el Reglamento, señale el Estatuto.” Artículo 91° .- ... “g) Determinar y valorizar las transferencias de potencia entre los generadores integrantes;” “Artículo 103º .- La Energía Firme de un integrante del COES, será calculada cada año, tomando en cuenta lo si- guiente: a) Aportes de energía de las centrales hidroeléctricas, considerando el despacho de las unidades para caudales naturales mensuales con una probabilidad de excedencia del 90% y los períodos de indisponibilidad programada y fortuita de las unidades. b) Aportes de energía de las centrales termoeléctricas, considerando la indisponibilidad programada y fortuita de las unidades. En caso que la suma Total de la Energía Firme de todos los integrantes sea inferior al consumo previsto de energía del año en evaluación, se procederá a disminuir, en forma secuencial, la probabilidad de excedencia hidráulica y los factores de indisponibilidad hasta igualar dicho consumo. El COES propondrá al Ministerio el procedimiento para determinar las energías firmes de las centrales generadoras según los criterios contenidos en el presente artículo.” “Artículo 109º .- El valor económico de la transferencia de potencia entre los generadores integrantes de un COES será determinado tomando en cuenta: a) Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema; b) Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema; y c) Egresos por Compra de Potencia al Sistema. El valor económico de la transferencia de potencia es igual al Ingreso por Potencia, constituido por la suma de los ingresos señalados en a) y b), menos los egresos señalado en c). Dicho valor se constituirá en el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada integrante. Todos los cálculos se efectuarán mensualmente y serán definitivos. En aquellos casos que involucren supuestos o variables determinados posteriormente al mes del cálculo, deberán contemplarse procedimientos de recálculo.Cada integrante que obtenga un saldo neto mensual negativo, pagará dicha cantidad, dentro de los siete (7) días calendario del mes siguiente, a todos los integrantes que tengan saldo positivo, en la proporción en que cada uno de éstos participe en el saldo positivo total del mes. El COES propondrá al Ministerio los procedimientos necesarios para llevar a cabo la valorización de las transfe- rencias de potencia.” “Artículo 110º .- La potencia firme de cada una de las unidades generadoras del sistema se calculará según los siguientes criterios y procedimientos: a) La Potencia Firme de una unidad térmica será igual al producto de su potencia efectiva por su factor de disponibili- dad. El factor de disponibilidad es igual a uno (1.0) menos el factor de indisponibilidad fortuita de la unidad. b) La Potencia Firme de una unidad hidráulica será igual al producto de la Potencia Garantizada por el factor de presencia. I) El factor de presencia toma en cuenta la disponibilidad real de la unidad o central generadora en el mes de cálculo. II) La Potencia Garantizada de una unidad hidráulica será igual a la suma de la Potencia Garantizada con el reservorio de regulación horario, más la Potencia Garantiza- da como una central de pasada. La Potencia Garantizada no debe superar la Potencia Efectiva de la central. III) La Potencia Garantizada con el reservorio de regula- ción horario, es igual a la energía máxima almacenable en el reservorio para la probabilidad de excedencia dada, entre las horas de regulación prefijadas. Se considerará como reservo- rios de regulación horaria a aquellos cuya agua desembalsa- da está a disposición de la central en un tiempo inferior a 24 horas. IV) La Potencia Garantizada como una central de pasada es igual a la energía de pasada entre las horas totales del período de evaluación. El período de evaluación será los 6 meses más críticos de la oferta hidrológica. V) La suma de la energía de pasada más la energía regulada por el reservorio debe ser igual a la Energía Garantizada por la central hidráulica durante el período de evaluación y para una probabilidad de excedencia mensual dada. VI) La Energía Garantizada de la central se determina según el siguiente procedimiento: 1) Se calcula, para cada mes de la estadística hidrológica, el caudal natural afluente a la central hidráulica en evalua- ción para la probabilidad de excedencia mensual dada. 2) Teniendo en cuenta los reservorios estacionales anua- les y mensuales, se procede a simular, para los 12 meses del año, la operación óptima de la central con los caudales determinados en el punto anterior y el manejo óptimo de los reservorios estacionales. Para efectos de simulación se asu- me que al inicio del año todos los reservorios se encuentran en el nivel más probable de su operación histórica. 3) Como resultado de la operación óptima de la central a lo largo del año en evaluación, se obtienen las energías garantizadas por la central en cada mes. 4) La energía garantizada por la central para el período de evaluación será igual a la suma de las energías de los meses que conforman dicho período. 5) En esta etapa de evaluación se consideran los mante- nimientos programados de las unidades a efectos de no sobrestimar la disponibilidad de energía. c) El COES propondrá al Ministerio el procedimiento para calcular la indisponibilidad de las unidades de genera- ción, considerando entre otros, los siguientes criterios: I) Información estadística de indisponibilidades progra- madas de las unidades para los últimos diez (10) años, en las horas de punta del sistema; II) Información estadística de indisponibilidades no pro- gramadas de las unidades para los últimos dos (2) años, en las horas de punta del sistema; III) Valores máximos de indisponibilidades programadas y no programadas, de acuerdo con las características de las unidades de generación; IV) Capacidad de transporte eléctrico garantizado por las centrales generadoras; y, V) Capacidad de transporte de combustible garantizado para las centrales térmicas. En el caso de unidades térmicas que usan gas natural como combustible, se considerarán los contratos a firme por el transporte del gas desde el campo hasta la central. d) Cada 4 años, o a la unión de dos o más sistemas eléctricos, el Ministerio fijará las horas de regulación y la