Norma Legal Oficial del día 01 de junio del año 2001 (01/06/2001)
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TEXTO DE LA PÁGINA 25
MORDAZA, viernes 1 de junio de 2001
NORMAS LEGALES
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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 1. Roy Billinton, R.N MORDAZA, Reliability Evaluation of Power System.London/Plenum Press, 1984. 2. Application of Probability Methods to Determination of Spinning Reserve Requirements for PJM Interconnection. AIEE 1967. 3. Economic Allocation of Regulation Margin. IEEE Transactions on Power Systems, July/August 1971. 4. Evaluation of the marginal outage costs of generating systems for purposes of spot pricing. IEEE Transactions on Power Systems, February 1994. 5. Reliability Differentiated Pricing of Spinning Reserve. IEEE Transactions on Power Systems MORDAZA 1995. 6. Optimal scheduling of Spinning Reserve. IEEE PE-302-PWRS-0-06-1998. 7. Estimation of Power System Inertia Constant and Capacity of Spinning-reserve Support Generators Using Measured Frecuency Transients. IEEE Transactions on Power Systems, February 1997. 8. A-Low-Order System Frecuency Response Model P.M. Anderson IEEE Transactions on Power Systems, MORDAZA 1990. PROCEDIMIENTO Nº 23 COMPENSACIONES AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION 1. OBJETIVO Determinar las compensaciones mensuales que los generadores integrantes del COES deben efectuar a los propietarios del Sistema Principal de Transmision (SPT). 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Electricas (Articulos 59º, 60º, 61º). 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM - Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas (Articulos 134º, 135º, 136º, 137º, 201º). 3. PERIODICIDAD Mensual. 4. RESPONSABLE Division de Evaluacion y Estadistica del COES-SINAC (DEE). 5. APROBACION La Direccion de Operaciones, considerando las recomendaciones del CTEE. Se llevara a cabo en la oportunidad en que se apruebe el procedimiento relativo a la valorizacion de la Transferencias de Potencia. 6. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedimiento, estan precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones. 7. DATOS 7.1. La MORDAZA Demanda Mensual a nivel de generacion, la fecha y el intervalo de 15 minutos en el que se produjo, seran proporcionados por la DPP, el MORDAZA dia calendario del mes siguiente. 7.2. Las potencias consumidas (en kW) por los clientes de cada generador en las Barras de Facturacion, en el intervalo de punta del mes, seran proporcionados por los representantes de los Generadores Integrantes del COES, el MORDAZA dia calendario del mes siguiente. 7.3. Los datos indicados en el punto anterior seran proporcionados a la DEE en medio magnetico, o en su defecto, por correo electronico con confirmacion de lectura por el destinatario. 7.4. La Recaudacion real total mensual de cada Generador Integrante del COES, por concepto de Peaje por
Conexion (en Nuevos Soles) cobrado a sus clientes, sera proporcionada al COES por los representantes de estos Generadores, el MORDAZA dia calendario del mes siguiente, con caracter de declaracion jurada. Para determinar la Recaudacion real se usara el Peaje por Conexion Unitario vigente, establecido por la Comision de Tarifas de Energia (CTE) y se aplicara tanto a los clientes libres como regulados. 7.5. Peaje por Conexion Unitario y Peaje por Conexion Anual fijados por la CTE y establecidos en la fijacion tarifaria. 7.6. La actualizacion de peajes sera efectuada utilizando el Factor de Actualizacion del Peaje de Conexion del SPT (FAPCSPT) como establece la fijacion tarifaria. 7.7. En caso de actualizarse el Peaje por Conexion Unitario dentro de un mes, el Peaje por Conexion Unitario a utilizarse sera el promedio ponderado. 7.8. Ingreso Tarifario Esperado anual del SPT fijado por la CTE. 7.9. La actualizacion del Ingreso Tarifario Esperado Anual sera efectuada utilizando el factor FAPCSPT (Factor de ajuste del peaje por conexion al Sistema principal de Transmision) que establezca la fijacion tarifaria. Los datos monetarios seran redondeados a dos decimales. Los datos de potencia en kW seran redondeados al entero mas cercano. 8. PROCEDIMIENTO 8.1. PEAJE POR CONEXION 8.1.1. Los Peajes por Conexion Mensuales Totales del SPT correspondientes a las doce (12) cuotas del periodo tarifario seran iguales. Su valor sera calculado como el producto del Peaje por Conexion Anual Total del SPT, que fije la CTE, y el factor de recuperacion de capital que considere doce (12) mensualidades y la tasa definida en el Articulo 79º de la Ley de Concesiones Electricas. 8.1.2. El Peaje por Conexion mensual de cada titular del SPT es igual a la suma de los Peajes por Conexion mensuales que corresponden a los tramos que conforman su red de transmision. 8.1.3. El Peaje por Conexion mensual sera calculado como el producto del Peaje por Conexion Anual Total del tramo, que fije la CTE, y el factor de recuperacion de capital que considere doce (12) mensualidades y la tasa definida en el Articulo 79º de la Ley de Concesiones Electricas. 8.1.4. Las mensualidades determinadas en 8.1.1 y 8.1.2 seran pagadas, a los titulares del SPT, por los generadores, en proporcion directa a su Recaudacion Total por Peaje por Conexion. 8.2. RECAUDACION TOTAL POR PEAJE POR CONEXION La Recaudacion Total por Peaje por Conexion para cada generador se calcula como sigue: 8.2.1. Para el Intervalo de Punta del mes, se determina la Demanda Coincidente de los clientes atribuibles a cada Generador, en las Barras de Facturacion. 8.2.2. La Recaudacion Total por Peaje por Conexion para un generador sera igual al mayor de los siguientes valores: a La suma del producto de la Demanda Coincidente entregada a cada uno de sus clientes por el Peaje por Conexion Unitario fijado por la CTE; o, b La Recaudacion real Total Mensual por Peaje por Conexion proporcionada por los generadores con caracter de declaracion jurada. 8.2.3. La Recaudacion Total por Peaje por Conexion al Sistema, es igual a la suma de las recaudaciones totales por Peaje por Conexion de todos los generadores. 8.3. INGRESO TARIFARIO MENSUAL 8.3.1. Los Ingresos Tarifarios Mensuales Totales del SPT correspondientes a las doce (12) cuotas del periodo