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Pág. 200675 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 ahorro obtenido al dejar de producir una unidad, consi- derando la demanda y el parque de generación disponi- ble. 3.2. VALOR DEL AGUA SEMANAL El valor agua semanal es la variación del costo futuro actualizado de operación y racionamiento del SINAC con relación a la variación del volumen del embalse durante una semana. El valor agua semanal cuyas unidades son S/./m3, puede ser expresado en S/./ kWh, utilizando los rendimientos de las centrales. 3.3. CENTRAL HIDRAULICA DE PASADA Central hidráulica que utiliza caudal natural, es decir agua fluente que no se almacena en reservorios, para generación de energía eléctrica. 3.4. CENTRAL HIDRAULICA DE REGULA- CION Central hidráulica que utiliza agua almacenada en reservorios, es decir caudal regulado, para generación de energía eléctrica. Este almacenamiento puede ser horario, diario, semanal, mensual, anual y plurianual. 3.5. CONDICION DE VERTIMIENTO Se considera vertimiento aquella condición en que un determinado embalse vierta por no tener capacidad de almacenamiento disponible y las centrales genera- doras asociadas a éste tengan capacidad de generación no utilizada y que además no exista en el sistema ninguna unidad termoeléctrica despachada. 4. RESPONSABLE División de Evaluación y Estadística (DEE) 5. PERIODICIDAD Mensual, en la oportunidad de la aprobación de la Valorización de las Transferencias de Energía. 6. APROBACION La Dirección de Operaciones aprobará los Costos Marginales de Corto Plazo para las valorizaciones de transferencias de energía activa. 7. INFORMACION REQUERIDA 7.1. Rendimiento promedio del mes (kWh por masa de combustible) para cada central térmica. Es calculada por la DEE, en base al rendimiento nominal, a la potencia nominal y a la potencia media requerida para el despacho conforme al Procedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COES-SINAC. 7.2. Costo de combustible para cada central térmica, calculado de acuerdo al Procedimiento Programación de Corto Plazo de las Centrales Térmicas del COES- SINAC. La información que los generadores entreguen a la DOCOES, será conforme a lo dispuesto en el Procedi- miento relativo a la Información de Precios y Calidad del Combustible. La División de Estudios y Desarrollo (DED) podrá verificar la información presentada. 7.3. Costo variable no combustible (S/./kWh) para cada central térmica. Los valores referenciales están definidos en el Pro- cedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COES-SI- NAC. 7.4. Factores de pérdidas marginales de energía Los factores de pérdidas son calculados de acuerdo al Procedimiento Cálculo de Factores de Pérdidas Mar- ginales. 7.5. Energía generada cada 15 minutos de cada grupo y/o central térmica (MWh). Información entregada por los generadores en el plazo indicado en el Procedimiento Nº 10. 7.6. Energía generada y tiempo en período de carga y descarga (MWh).Información entregada por los fabricantes y/o los generadores debidamente sustentada y es un valor característico de la unidad o tipo de máquina. 7.7. Tiempo de operación en sincronismo con el SINAC (horas) y número de arranques totales y efecti- vos. Información entregada por los generadores y apro- bado por la Dirección de Operaciones. 7.8. Valor de Agua (S/./kWh), para el volumen del lago Junín Determinado de acuerdo con el Procedimiento Nº 08. 7.9. Precio básico de la energía (S/./kWh) en horas fuera de punta, en la barra de referencia, Santa Rosa. Precio publicado por la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) semestralmente, con vigencia a partir del 1 de mayo y 1 de noviembre de cada año, y sujeto a su respectiva fórmula de actualización. 7.10. Costo variable (S/./kWh) por central hidráuli- ca, incurrido por presencia de sólidos en suspensión en el agua. Información comunicada por los generadores debi- damente sustentada y aprobada por la Dirección de Operaciones. 8. DETERMINACION DEL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO DE ENERGIA EN EL SISTE- MA INTERCONECTADO NACIONAL 8.1. COSTO MARGINAL EN SITUACION NOR- MAL Para determinar el Costo Marginal de Corto Plazo del Sistema Interconectado Nacional cada quince (15) minutos, se utiliza la información de energía de genera- ción recibida de las empresas integrantes del COES, que corresponde al despacho de potencia y energía de las centrales para el mes que se va a realizar la valori- zación de las transferencias de energía. El despacho lo determina la Dirección de Operacio- nes, asignando en forma óptima los recursos disponi- bles de generación para satisfacer la demanda, garan- tizando la operación al mínimo costo total y preservan- do la seguridad y calidad del abastecimiento de la energía eléctrica. Con los datos de las centrales hidráulicas y térmicas que han intervenido en el despacho de potencia y energía, y según lo programado y autorizado por el Centro Coordinador de la Operación(CCO), se realiza cada quince (15) minutos un ordenamiento de menor a mayor costo de las centrales, en base a sus costos variables de operación. Estos costos variables previa- mente se han referido a la barra base de Santa Rosa, dividiendo los costos variables determinados según lo indicado en el Procedimiento relativo al Reconocimien- to de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COES-SINAC, entre el correspondiente factor de pérdidas marginales de las barras a las cuales están conectadas. La central marginal por cada período de quince minutos, es aquella cuyo costo variable (S/./kWh) es el mayor en dicho período y que se encuentre en capacidad de producir una unidad adicional de energía. El costo marginal de corto plazo es igual al costo variable de la central que es marginal en el sistema. 8.2. COSTO MARGINAL EN CONDICION DE VERTIMIENTO El costo marginal de corto plazo en el SINAC, para una condición de vertimiento se determinará considerando únicamente la compensación a que se refiere el Art. 213º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, y el costo variable incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada. 8.3. COSTO MARGINAL EN CONDICION DE RACIONAMIENTO El costo marginal de corto plazo en el SINAC, para una situación de racionamiento por déficit de genera- ción eléctrica, será igual al costo de racionamiento fijado por la CTE.