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Pág. 203707 NORMAS LEGALES Lima, viernes 1 de junio de 2001 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 1. Roy Billinton, R.N Allan, Reliability Evaluation of Power System.London/Plenum Press, 1984. 2. Application of Probability Methods to Determina- tion of Spinning Reserve Requirements for PJM Inter- connection. AIEE 1967. 3. Economic Allocation of Regulation Margin. IEEE Transactions on Power Systems, July/August 1971. 4. Evaluation of the marginal outage costs of genera- ting systems for purposes of spot pricing. IEEE Transac- tions on Power Systems, February 1994. 5. Reliability Differentiated Pricing of Spinning Re- serve. IEEE Transactions on Power Systems August 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, August 1990. PROCEDIMIENTO Nº 23 COMPENSACIONES AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN 1. OBJETIVO Determinar las compensaciones mensuales que los generadores integrantes del COES deben efectuar a los propietarios del Sistema Principal de Transmisión (SPT). 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléc- tricas (Articulos 59º, 60º, 61º). 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM - Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 134º, 135º, 136º, 137º, 201º). 3. PERIODICIDAD Mensual. 4. RESPONSABLE División de Evaluación y Estadística del COES-SI- NAC (DEE). 5. APROBACION La Dirección de Operaciones, considerando las reco- mendaciones del CTEE. Se llevará a cabo en la oportuni- dad en que se apruebe el procedimiento relativo a la valorización de la Transferencias de Potencia. 6. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedi- miento, están precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones. 7. DATOS 7.1. La Máxima Demanda Mensual a nivel de genera- ción, la fecha y el intervalo de 15 minutos en el que se produjo, serán proporcionados por la DPP, el segundo día calendario del mes siguiente. 7.2. Las potencias consumidas (en kW) por los clientes de cada generador en las Barras de Factura- ción, en el intervalo de punta del mes, serán propor- cionados por los representantes de los Generadores Integrantes del COES, el quinto día calendario del mes siguiente. 7.3. Los datos indicados en el punto anterior serán proporcionados a la DEE en medio magnético, o en su defecto, por correo electrónico con confirmación de lectu- ra por el destinatario. 7.4. La Recaudación real total mensual de cada Gene- rador Integrante del COES, por concepto de Peaje porConexión (en Nuevos Soles) cobrado a sus clientes, será proporcionada al COES por los representantes de estos Generadores, el quinto día calendario del mes siguiente, con carácter de declaración jurada. Para determinar la Recaudación real se usará el Peaje por Conexión Unitario vigente, establecido por la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) y se aplicará tanto a los clientes libres como regulados. 7.5. Peaje por Conexión Unitario y Peaje por Co- nexión Anual fijados por la CTE y establecidos en la fijación tarifaria. 7.6. La actualización de peajes será efectuada utili- zando el Factor de Actualización del Peaje de Conexión del SPT (FAPCSPT) como establece la fijación tarifaria. 7.7. En caso de actualizarse el Peaje por Conexión Unitario dentro de un mes, el Peaje por Conexión Unita- rio a utilizarse será el promedio ponderado. 7.8. Ingreso Tarifario Esperado anual del SPT fijado por la CTE. 7.9. La actualización del Ingreso Tarifario Esperado Anual será efectuada utilizando el factor FAPCSPT (Factor de ajuste del peaje por conexión al Sistema principal de Transmisión) que establezca la fijación tarifaria. Los datos monetarios serán redondeados a dos deci- males. Los datos de potencia en kW serán redondeados al entero más cercano. 8. PROCEDIMIENTO 8.1. PEAJE POR CONEXIÓN 8.1.1. Los Peajes por Conexión Mensuales Totales del SPT correspondientes a las doce (12) cuotas del período tarifario serán iguales. Su valor será calcula- do como el producto del Peaje por Conexión Anual Total del SPT, que fije la CTE, y el factor de recupe- ración de capital que considere doce (12) mensualida- des y la tasa definida en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. 8.1.2. El Peaje por Conexión mensual de cada titular del SPT es igual a la suma de los Peajes por Conexión mensuales que corresponden a los tramos que confor- man su red de transmisión. 8.1.3. El Peaje por Conexión mensual será calculado como el producto del Peaje por Conexión Anual Total del tramo, que fije la CTE, y el factor de recuperación de capital que considere doce (12) mensualidades y la tasa definida en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. 8.1.4. Las mensualidades determinadas en 8.1.1 y 8.1.2 serán pagadas, a los titulares del SPT, por los generadores, en proporción directa a su Recaudación Total por Peaje por Conexión. 8.2. RECAUDACION TOTAL POR PEAJE POR CONEXION La Recaudación Total por Peaje por Conexión para cada generador se calcula como sigue: 8.2.1. Para el Intervalo de Punta del mes, se determi- na la Demanda Coincidente de los clientes atribuibles a cada Generador, en las Barras de Facturación. 8.2.2. La Recaudación Total por Peaje por Conexión para un generador será igual al mayor de los siguientes valores: aLa suma del producto de la Demanda Coincidente entregada a cada uno de sus clientes por el Peaje por Conexión Unitario fijado por la CTE; o, bLa Recaudación real Total Mensual por Peaje por Conexión proporcionada por los generadores con carácter de declaración jurada. 8.2.3. La Recaudación Total por Peaje por Conexión al Sistema, es igual a la suma de las recaudaciones totales por Peaje por Conexión 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 período