Norma Legal Oficial del día 31 de marzo del año 2001 (31/03/2001)

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TEXTO DE LA PÁGINA 25

MORDAZA, sabado 31 de marzo de 2001

NORMAS LEGALES

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ahorro obtenido al dejar de producir una unidad, considerando la demanda y el MORDAZA de generacion disponible. 3.2. VALOR DEL AGUA SEMANAL El valor agua semanal es la variacion del costo futuro actualizado de operacion y racionamiento del SINAC con relacion a la variacion 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 hidraulica que utiliza caudal natural, es decir agua fluente que no se almacena en reservorios, para generacion de energia electrica. 3.4. CENTRAL HIDRAULICA DE REGULACION Central hidraulica que utiliza agua almacenada en reservorios, es decir caudal regulado, para generacion de energia electrica. Este almacenamiento puede ser horario, diario, semanal, mensual, anual y plurianual. 3.5. CONDICION DE VERTIMIENTO Se considera vertimiento aquella condicion en que un determinado embalse vierta por no tener capacidad de almacenamiento disponible y las centrales generadoras asociadas a este tengan capacidad de generacion no utilizada y que ademas no exista en el sistema ninguna unidad termoelectrica despachada. 4. RESPONSABLE Division de Evaluacion y Estadistica (DEE) 5. PERIODICIDAD Mensual, en la oportunidad de la aprobacion de la Valorizacion de las Transferencias de Energia. 6. APROBACION La Direccion de Operaciones aprobara los Costos Marginales de Corto Plazo para las valorizaciones de transferencias de energia activa. 7. INFORMACION REQUERIDA 7.1. Rendimiento promedio del mes (kWh por masa de combustible) para cada central termica. 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 Operacion de las Centrales Termicas del COES-SINAC. 7.2. Costo de combustible para cada central termica, calculado de acuerdo al Procedimiento Programacion de Corto Plazo de las Centrales Termicas del COESSINAC. La informacion que los generadores entreguen a la DOCOES, sera conforme a lo dispuesto en el Procedimiento relativo a la Informacion de Precios y Calidad del Combustible. La Division de Estudios y Desarrollo (DED) podra verificar la informacion presentada. 7.3. Costo variable no combustible (S/./kWh) para cada central termica. Los valores referenciales estan definidos en el Procedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operacion de las Centrales Termicas del COES-SINAC. 7.4. Factores de perdidas marginales de energia Los factores de perdidas son calculados de acuerdo al Procedimiento Calculo de Factores de Perdidas Marginales. 7.5. Energia generada cada 15 minutos de cada grupo y/o central termica (MWh). Informacion entregada por los generadores en el plazo indicado en el Procedimiento Nº 10. 7.6. Energia generada y tiempo en periodo de carga y descarga (MWh).

Informacion entregada por los fabricantes y/o los generadores debidamente sustentada y es un valor caracteristico de la unidad o MORDAZA de maquina. 7.7. Tiempo de operacion en sincronismo con el SINAC (horas) y numero de arranques totales y efectivos. Informacion entregada por los generadores y aprobado por la Direccion de Operaciones. 7.8. Valor de Agua (S/./kWh), para el volumen del lago MORDAZA Determinado de acuerdo con el Procedimiento Nº 08. 7.9. Precio basico de la energia (S/./kWh) en horas fuera de punta, en la MORDAZA de referencia, MORDAZA Rosa. Precio publicado por la Comision de Tarifas de Energia (CTE) semestralmente, con vigencia a partir del 1 de MORDAZA y 1 de noviembre de cada ano, y sujeto a su respectiva formula de actualizacion. 7.10. Costo variable (S/./kWh) por central hidraulica, incurrido por presencia de solidos en suspension en el agua. Informacion comunicada por los generadores debidamente sustentada y aprobada por la Direccion de Operaciones. 8. DETERMINACION DEL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO DE ENERGIA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 8.1. COSTO MARGINAL EN SITUACION NORMAL Para determinar el Costo Marginal de Corto Plazo del Sistema Interconectado Nacional cada quince (15) minutos, se utiliza la informacion de energia de generacion recibida de las empresas integrantes del COES, que corresponde al despacho de potencia y energia de las centrales para el mes que se va a realizar la valorizacion de las transferencias de energia. El despacho lo determina la Direccion de Operaciones, asignando en forma optima los recursos disponibles de generacion para satisfacer la demanda, garantizando la operacion al minimo costo total y preservando la seguridad y calidad del abastecimiento de la energia electrica. Con los datos de las centrales hidraulicas y termicas que han intervenido en el despacho de potencia y energia, y segun lo programado y autorizado por el Centro Coordinador de la Operacion(CCO), se realiza cada quince (15) minutos un ordenamiento de menor a mayor costo de las centrales, en base a sus costos variables de operacion. Estos costos variables previamente se han referido a la MORDAZA base de MORDAZA MORDAZA, dividiendo los costos variables determinados segun lo indicado en el Procedimiento relativo al Reconocimiento de Costos Eficientes de Operacion de las Centrales Termicas del COES-SINAC, entre el correspondiente factor de perdidas marginales de las barras a las cuales estan conectadas. La central marginal por cada periodo de quince minutos, es aquella cuyo costo variable (S/./kWh) es el mayor en dicho periodo y que se encuentre en capacidad de producir una unidad adicional de energia. 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 condicion de vertimiento se determinara considerando unicamente la compensacion a que se refiere el Art. 213º del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas, y el costo variable incurrido por la presencia de solidos en suspension en el agua turbinada. 8.3. COSTO MARGINAL EN CONDICION DE RACIONAMIENTO El costo marginal de corto plazo en el SINAC, para una situacion de racionamiento por deficit de generacion electrica, sera igual al costo de racionamiento fijado por la CTE.