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Pág. 207067 NORMAS LEGALES Lima, viernes 20 de julio de 2001 aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001- EM/VME publicada el 31 de marzo de 2001; Que, se ha concluido el proceso de propuesta, revi- sión, observación, subsanación y estructuración de seis(6) Procedimientos Técnicos del COES; De conformidad con los dispositivos legales que anteceden y estando a lo dispuesto por el Decreto LeyNº 25962 - Ley Orgánica del Sector Energía y Minas y el Decreto Legislativo Nº 560, Ley del Poder Ejecu- tivo; Con la opinión favorable del Director General de Electricidad y del Viceministro de Energía; SE RESUELVE: Artículo 1º.- Aprobar los Procedimientos Nºs. 25 al 30 referidos a indisponibilidad de las unidades de gene- ración, cálculo de la potencia firme, egresos por compra de potencia, ingresos garantizados por potencia firme,ingresos adicionales por potencia generada en el sistema y valorización de transferencias de potencia; así como el glosario complementario de Abreviaturas y Definicionesutilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES- SEIN, aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME publicada el 31 de marzo de 2001,los cuales forman parte integrante de la presente Reso- lución. Artículo 2º.- La presente Resolución Ministerial, entrará en vigencia el día de su publicación. Regístrese, comuníquese y publíquese.CARLOS HERRERA DESCALZI Ministro de Energía y Minas GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SEIN Las definiciones y abreviaturas que se indican a continuación, se adicionan al Glosario aprobado por Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME publicadael 31 de marzo de 2001. Tratándose de la definición de Potencia Garantizada, la presente Resolución sustituye a las previstas en la Resolución Ministerial Nº 232-2001-EM/VME. 1. DEFINICIONES Caudal natural de aporte intermedio: Es la dife- rencia de los caudales naturales afluentes a la central ylos caudales naturales afluentes a los reservorios esta- cionales. Condiciones de potencia efectiva hidráulica: Son las imperantes bajo condiciones de flujo del aguaestable, sin sobrecarga (eléctrica o hidráulica), a veloci- dad nominal de rotación de las turbinas (correspondien- te a 60 Hz del sistema) y a la altura bruta de potenciaefectiva. Energía garantizada con los reservorios con capacidad de regulación horaria (EGR): Es la ener- gía almacenable en el reservorio de regulación horariopara la probabilidad de excedencia dada, para las horas de regulación prefijada (EGRH) durante el período de evaluación, más la energía descargada por los reservo-rios estacionales con capacidad de regulación horaria (EGRE). Energía de pasada (EGCP): Es la diferencia entre la energía garantizada (EG) y la energía garantizada porel reservorio de regulación horaria(EGR) Factor de distribución horaria del precio de potencia: Corresponde a la relación entre la Probabili- dad de Pérdida de la Demanda Horaria y la Probabilidad de Pérdida de la Demanda Anual, calculadas para elsistema de generación económicamente adaptado consi- derando unidades de generación con indisponibilidades programadas y fortuitas eficientes.Garantía de transporte eléctrico: Es la capacidad del Sistema Secundario de Transmisión que asegura el transporte eléctrico de las unidades o centrales de gene- ración y que permite despachar su potencia efectiva. Garantía de transporte de combustible: Es la capacidad que asegura el transporte de combustiblepara las centrales térmicas. En caso de unidades térmi- cas que usan gas natural como combustible, donde sea aplicable, se considerarán contratos a firme por el trans-porte de gas del campo a la central. Horas de punta del Sistema: Son las definidas por el MEM. Horas de regulación (HR): Son las fijadas por el MEM. Margen de reserva: Es el definido por el MEM. Mes siguiente: El mes inmediato posterior al mes en evaluación. Período de evaluación: Es el período de los seis meses del año con menor oferta hidrológica. Potencia firme: Es la potencia que puede suminis- trar cada unidad generadora con alta seguridad, deacuerdo a lo que define el Reglamento. Potencia garantizada como central de pasada: Es igual a la energía de pasada durante las horas de regulación dividida por las horas de regulación. Potencia garantizada: Suma de la Potencia Ga- rantizada como una central de pasada más la Potencia Garantizada por los reservorios horarios y reservoriosestacionales con capacidad de regulación horaria. La Potencia Garantizada no debe superar la Potencia Efec- tiva de la Central. Precio de potencia en barra (PPB): Es el Precio de la Potencia Marginal más el peaje de conexión alsistema principal de transmisión. Precio de potencia en barras de facturación: Es el Precio de la Potencia Marginal (PPM) para tarifas en barras referenciales, establecido por la CTE. Cuando la Barra de Facturación es diferente a una Barra Referencial, el PPM de la Barra de Facturación será igual al PPM de la Barra Referencial más cercana expandida con el respectivo Factor de Pérdidas Margina-les de Potencia (FPMP). Probabilidad de pérdida de la demanda (LOLP): Es la probabilidad de tener potencia de generación insu- ficiente para satisfacer la demanda. Reserva firme, margen de reserva firme y fac- tor de reserva firme: La Reserva Firme es igual a la Potencia Firme Colocada menos la Máxima Demanda.El Margen de Reserva Firme es igual a la Reserva Firme entre la Máxima Demanda. El factor de Reserva Firme es igual al Margen de Reserva Firme más uno (1.0). Reservorio de regulación estacional: Es aquel reservorio que tiene la capacidad necesaria de almace-namiento para permitir trasladar los recursos hídricos del período de avenida al período de estiaje. Los reservo- rios estacionales cuyas aguas desembalsadas se encuen-tran a disposición de la central en un tiempo inferior a 24 horas serán considerados como reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria. Reservorio de regulación horaria: Es aquel re- servorio que tiene la capacidad necesaria de almacena-miento para permitir trasladar recursos hídricos de las horas fuera de regulación a las horas de regulación Unidad de generación: Para el caso de las centra- les térmicas, es el arreglo: motor primo, generador y transformador asociado. Para el caso de las centrales hidroeléctricas, se con- sidera como unidad de generación a la central en su conjunto.