Norma Legal Oficial del día 20 de marzo del año 1999 (20/03/1999)

Si dese vizualizar el documento entero como pdf click aqui.

TEXTO DE LA PÁGINA 4

Pag. 171240

NORMAS LEGALES

MORDAZA, sabado 20 de marzo de 1999

Que, en cumplimiento de la MORDAZA Disposicion Transitoria de la Ley N° 26980, debe establecerse un procedimiento de transicion a efectos de facilitar la aplicacion de los criterios y procedimientos a que se refiere el considerando que antecede, a las unidades de generacion electrica interconectadas existentes a la fecha de publicacion de la Ley N° 26980; De conformidad con el inciso 8) del Articulo 118° de la Constitucion Politica del Peru; DECRETA: Articulo Primero.- Modificanse, los Articulos 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 Electricas aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93/EM, en los terminos siguientes: Articulo 22°.- ... "g) Fijar el Precio Basico de la Potencia de Punta a que se refiere el inciso f) del Articulo 47° de la Ley, segun el procedimiento definido en el Articulo 126° del Reglamento;" ... "j) Fijar el Margen de Reserva Firme Objetivo de cada Sistema Electrico donde exista un COES y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta a que se refiere el Articulo 126° del Reglamento." Articulo 23°.- ... "b) Evaluar el calculo propuesto por el COES sobre el Precio Basico de la Potencia de Punta a que se refiere el inciso g) del articulo 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 articulo anterior." Articulo 86°.-... "f) Proponer al Ministerio para su aprobacion, los procedimientos a que se refieren los incisos c) y d) del Articulo 40° de la Ley; y, g) Otras, que en el MORDAZA de la Ley y el Reglamento, senale el Estatuto." Articulo 91°.- ... "g) Determinar y valorizar las transferencias de potencia entre los generadores integrantes;" "Articulo 103º.- La Energia Firme de un integrante del COES, sera calculada cada ano, tomando en cuenta lo siguiente: a) Aportes de energia de las centrales hidroelectricas, considerando el despacho de las unidades para caudales naturales mensuales con una probabilidad de excedencia del 90% y los periodos de indisponibilidad programada y fortuita de las unidades. b) Aportes de energia de las centrales termoelectricas, considerando la indisponibilidad programada y fortuita de las unidades. En caso que la suma Total de la Energia Firme de todos los integrantes sea inferior al consumo previsto de energia del ano en evaluacion, se procedera a disminuir, en forma secuencial, la probabilidad de excedencia hidraulica y los factores de indisponibilidad hasta igualar dicho consumo. El COES propondra al Ministerio el procedimiento para determinar las energias firmes de las centrales generadoras segun los criterios contenidos en el presente articulo." "Articulo 109º.- El valor economico de la transferencia de potencia entre los generadores integrantes de un COES sera 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 economico de la transferencia de potencia es igual al Ingreso por Potencia, constituido por la suma de los ingresos senalados en a) y b), menos los egresos senalado en c). Dicho valor se constituira en el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada integrante. Todos los calculos se efectuaran mensualmente y seran definitivos. En aquellos casos que involucren supuestos o variables determinados posteriormente al mes del calculo, deberan contemplarse procedimientos de recalculo.

Cada integrante que obtenga un saldo neto mensual negativo, pagara dicha cantidad, dentro de los siete (7) dias calendario del mes siguiente, a todos los integrantes que tengan saldo positivo, en la proporcion en que cada uno de estos participe en el saldo positivo total del mes. El COES propondra al Ministerio los procedimientos necesarios para llevar a cabo la valorizacion de las transferencias de potencia." "Articulo 110º.- La potencia firme de cada una de las unidades generadoras del sistema se calculara segun los siguientes criterios y procedimientos: a) La Potencia Firme de una unidad termica sera igual al producto de su potencia efectiva por su factor de disponibilidad. 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 hidraulica sera 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 calculo. II) La Potencia Garantizada de una unidad hidraulica sera igual a la suma de la Potencia Garantizada con el reservorio de regulacion horario, mas la Potencia Garantizada 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 regulacion horario, es igual a la energia MORDAZA almacenable en el reservorio para la probabilidad de excedencia dada, entre las horas de regulacion prefijadas. Se considerara como reservorios de regulacion horaria a aquellos cuya agua desembalsada esta a disposicion de la central en un tiempo inferior a 24 horas. IV) La Potencia Garantizada como una central de pasada es igual a la energia de pasada entre las horas totales del periodo de evaluacion. El periodo de evaluacion sera los 6 meses mas criticos de la oferta hidrologica. V) La suma de la energia de pasada mas la energia regulada por el reservorio debe ser igual a la Energia Garantizada por la central hidraulica durante el periodo de evaluacion y para una probabilidad de excedencia mensual dada. VI) La Energia Garantizada de la central se determina segun el siguiente procedimiento: 1) Se calcula, para cada mes de la estadistica hidrologica, el caudal natural afluente a la central hidraulica en evaluacion para la probabilidad de excedencia mensual dada. 2) Teniendo en cuenta los reservorios estacionales anuales y mensuales, se procede a simular, para los 12 meses del ano, la operacion optima de la central con los caudales determinados en el punto anterior y el manejo optimo de los reservorios estacionales. Para efectos de simulacion se asume que al inicio del ano todos los reservorios se encuentran en el nivel mas probable de su operacion historica. 3) Como resultado de la operacion optima de la central a lo largo del ano en evaluacion, se obtienen las energias garantizadas por la central en cada mes. 4) La energia garantizada por la central para el periodo de evaluacion sera igual a la suma de las energias de los meses que conforman dicho periodo. 5) En esta etapa de evaluacion se consideran los mantenimientos programados de las unidades a efectos de no sobrestimar la disponibilidad de energia. c) El COES propondra al Ministerio el procedimiento para calcular la indisponibilidad de las unidades de generacion, considerando entre otros, los siguientes criterios: I) Informacion estadistica de indisponibilidades programadas de las unidades para los ultimos diez (10) anos, en las horas de punta del sistema; II) Informacion estadistica de indisponibilidades no programadas de las unidades para los ultimos dos (2) anos, en las horas de punta del sistema; III) Valores maximos de indisponibilidades programadas y no programadas, de acuerdo con las caracteristicas de las unidades de generacion; IV) Capacidad de transporte electrico garantizado por las centrales generadoras; y, V) Capacidad de transporte de combustible garantizado para las centrales termicas. En el caso de unidades termicas que usan gas natural como combustible, se consideraran los contratos a firme por el transporte del gas desde el MORDAZA hasta la central. d) Cada 4 anos, o a la union de dos o mas sistemas electricos, el Ministerio fijara las horas de regulacion y la