TEXTO PAGINA: 39
Pág. 200689 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 Al efectuarse el balance de energía en cada Barra de Transferencia del Sistema Principal de Transmisión, el error admisible no deberá ser mayor de 2% del Retiro (si el error es negativo) o de la Entrega (si el error es positivo) del Transmisor. Si la diferencia del balance es igual o menor que el error admisible, dicha diferencia se cerrará con la Entrega o Retiro del Transmisor según dicho error sea positivo o negativo respectivamente. Si la diferencia del balance es superior al error admisible, deberán verificarse los perfiles de las Entre- gas y Retiros en dicha barra. Si después de dicha verificación persistiera el error, la División de Evalua- ción y Estadística cerrará el balance provisionalmente, para efectos de la transferencia de energía, con el Retiro o Entrega del Transmisor según sea el caso, debiendo revisar en detalle toda la medición que lleve a dar solución al problema dentro de los 15 días siguientes de aprobada la valorización. De considerarlo necesario el COES requerirá que los propietarios de la medición efectúen, bajo su supervi- sión, el contraste de los medidores y/o la correcta sincronización de sus relojes. El resultado de dicho análisis y el ajuste a que dé lugar, se incluirán en la siguiente valorización. 9.2. Las Entregas y Retiros de cada generador inte- grante serán valorizadas al Costo Marginal de Corto Plazo de la Barra de Transferencia correspondiente. 9.3. Para cada generador integrante se determina su Saldo de Transferencias que resulta de la sumatoria de las valorizaciones de sus Entregas menos la sumato- ria de las valorizaciones de sus Retiros. La sumatoria de los Saldos de Transferencias en el Sistema Principal de Transmisión de los generadores integrantes constituirá el Saldo Resultante. 9.4. El Saldo Resultante será asignado a cada gene- rador integrante, prorrateándolo en proporción a sus ingresos por potencia del mes para el cual se efectúa la valorización. 9.5. Las compensaciones por consumos de baja efi- ciencia de combustible y por operación a mínima carga se realizarán de acuerdo a lo establecido en el Procedi- miento Reconocimiento de Costos Eficientes de Opera- ción de las Centrales Térmicas del COES-SINAC. 9.6. La compensación por Regulación Primaria de Frecuencia se realizará de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Inter- conectado Nacional . 9.7. El Saldo de Transferencias Neto para cada generador integrante será la suma de los saldos obteni- dos en los numerales 9.3, 9.4, 9.5 y 9.6. 9.8. Para determinar los pagos mensuales que debe efectuar cada generador integrante económicamente deficitario a los generadores integrantes económica- mente excedentarios, se prorratea su Saldo de Transfe- rencias Neto en la proporción en que cada uno de éstos participen en el saldo positivo total. 10. INFORMACION ESTADISTICA El COES mantendrá actualizada la información estadística siguiente: 1Producción mensual de energía activa por uni- dad de generación y por empresa. 2Costos Marginales promedio ponderados men- suales. 3Balance de energía por barra y por Empresa. 4Valor Agua semanal. 5Tipo de Cambio. 6Factor de Pérdidas Marginales. 7Costos Variables. 11. CRONOGRAMA 11.1. Las empresas integrantes de COES entrega- rán a la Dirección de Operaciones la información perti- nente en el formato establecido por la misma en el transcurso de los cinco (5) primeros días calendario del mes. 11.2. La Dirección de Operaciones procesará la in- formación y elaborará el respectivo Informe en dos (2) días calendario del mes. 11.3. La Dirección de Operaciones entregará el día octavo calendario el Informe de Valorización de Trans- ferencias de Energía y los cálculos correspondientes alas empresas integrantes para su revisión. Las empre- sas integrantes presentarán sus observaciones a la Dirección de Operaciones en dos (2) días calendario. 11.4. La Dirección de Operaciones emite los cuadros de pago el décimo día calendario del mes siguiente de la valorización. Si se hubieran presentado observaciones que no puedan ser subsanadas hasta el décimo día calendario, la Dirección de Operaciones aprobará la valorización con cargo a emitirse los ajustes que resulten pertinen- tes. 11.5. La Dirección de Operaciones remitirá el mismo día de la aprobación el Informe aprobado a las empresas integrantes para los efectos que corresponda. 11.6. Los pagos resultantes de las eventuales obser- vaciones no subsanadas a que se refiere el punto 11.4, deberán ser incluidos en la liquidación de la factura del mes siguiente de subsanada la observación. PROCEDIMIENTO Nº 11 RECONOCIMIENTO DE COSTOS POR REGULACION DE TENSION EN BARRAS DEL SINAC 1. OBJETIVO La operación del sistema eléctrico debe efectuarse con un perfil adecuado de tensiones de entrega de energía (Tensiones) conducentes a un suministro eléc- trico de buena calidad de tensión. Es objetivo de este procedimiento precisar las obli- gaciones y el reconocimiento de los sobrecostos de operación incurridos por las empresas integrantes del COES (Integrantes) para regular la tensión en barras pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 40º, 41º) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 83º, 92º, 93º, 95º) 2.3. Decreto Supremo Nº 009-97-EM.- Norma Técni- ca de Calidad de los Servicios Eléctricos. 2.4. Resolución de la CTE Nº 03-95 P/CTE y modifi- catorias. 3. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedi- miento, están precisadas en el Glosario de Abreviatu- ras y Definiciones. 4. RESPONSABILIDADES Los Integrantes son responsables de la operación de sus equipos para el control de la tensión en el SINAC. La DPP es responsable de las programaciones anua- les , mensuales , semanales y diaria de la operación del SINAC, la que debe considerar los niveles de tensión en las barras del SINAC en la optimización del despacho de centrales. El COORDINADOR es responsable en tiempo real del despacho que sea necesario para regular las tensio- nes en las barras de transferencia, para la operación en tiempo real. La Dirección de Operaciones es responsable de la aprobación del informe técnico que presentará la DPP sobre cada uno de los eventos, para el reconocimiento de los sobrecostos por generación. La DEE basada en el referido informe y los cambios en las entregas de energía al SINAC, calculará los sobre costos incurridos por los Integrantes. La Dirección de Operaciones reconocerá y aprobará los referidos sobre costos. 5. OBLIGACIONES 5.1. Compensar a las empresas generadoras que contribuyen a mejorar el nivel de tensión en barras del Sistema Principal de Transmisión del SINAC con auto- rización del COORDINADOR, y que son aquellas cuyas unidades se arrancan para despachar energía reactiva