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

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TEXTO DE LA PÁGINA 39

MORDAZA, sabado 31 de marzo de 2001

NORMAS LEGALES

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Al efectuarse el balance de energia en cada MORDAZA de Transferencia del Sistema Principal de Transmision, el error admisible no debera 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 cerrara con la Entrega o Retiro del Transmisor segun dicho error sea positivo o negativo respectivamente. Si la diferencia del balance es superior al error admisible, deberan verificarse los perfiles de las Entregas y Retiros en dicha barra. Si despues de dicha verificacion persistiera el error, la Division de Evaluacion y Estadistica cerrara el balance provisionalmente, para efectos de la transferencia de energia, con el Retiro o Entrega del Transmisor segun sea el caso, debiendo revisar en detalle toda la medicion que lleve a dar solucion al problema dentro de los 15 dias siguientes de aprobada la valorizacion. De considerarlo necesario el COES requerira que los propietarios de la medicion efectuen, bajo su supervision, el contraste de los medidores y/o la correcta sincronizacion de sus relojes. El resultado de dicho analisis y el ajuste a que de lugar, se incluiran en la siguiente valorizacion. 9.2. Las Entregas y Retiros de cada generador integrante seran valorizadas al Costo Marginal de Corto Plazo de la MORDAZA 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 sumatoria de las valorizaciones de sus Retiros. La sumatoria de los Saldos de Transferencias en el Sistema Principal de Transmision de los generadores integrantes constituira el Saldo Resultante. 9.4. El Saldo Resultante sera asignado a cada generador integrante, prorrateandolo en proporcion a sus ingresos por potencia del mes para el cual se efectua la valorizacion. 9.5. Las compensaciones por consumos de baja eficiencia de combustible y por operacion a minima carga se realizaran de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operacion de las Centrales Termicas del COES-SINAC. 9.6. La compensacion por Regulacion Primaria de Frecuencia se realizara de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional . 9.7. El Saldo de Transferencias Neto para cada generador integrante sera la suma de los saldos obtenidos 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 economicamente deficitario a los generadores integrantes economicamente excedentarios, se prorratea su Saldo de Transferencias Neto en la proporcion en que cada uno de estos participen en el saldo positivo total. 10. INFORMACION ESTADISTICA El COES mantendra actualizada la informacion estadistica siguiente: 1 Produccion mensual de energia activa por unidad de generacion y por empresa. 2 Costos Marginales promedio ponderados mensuales. 3 Balance de energia por MORDAZA y por Empresa. 4 Valor Agua semanal. 5 MORDAZA de Cambio. 6 Factor de Perdidas Marginales. 7 Costos Variables. 11. CRONOGRAMA 11.1. Las empresas integrantes de COES entregaran a la Direccion de Operaciones la informacion pertinente en el formato establecido por la misma en el transcurso de los cinco (5) primeros dias calendario del mes. 11.2. La Direccion de Operaciones procesara la informacion y elaborara el respectivo Informe en dos (2) dias calendario del mes. 11.3. La Direccion de Operaciones entregara el dia octavo calendario el Informe de Valorizacion de Transferencias de Energia y los calculos correspondientes a

las empresas integrantes para su revision. Las empresas integrantes presentaran sus observaciones a la Direccion de Operaciones en dos (2) dias calendario. 11.4. La Direccion de Operaciones emite los MORDAZA de pago el decimo dia calendario del mes siguiente de la valorizacion. Si se hubieran presentado observaciones que no puedan ser subsanadas hasta el decimo dia calendario, la Direccion de Operaciones aprobara la valorizacion con cargo a emitirse los ajustes que resulten pertinentes. 11.5. La Direccion de Operaciones remitira el mismo dia de la aprobacion el Informe aprobado a las empresas integrantes para los efectos que corresponda. 11.6. Los pagos resultantes de las eventuales observaciones no subsanadas a que se refiere el punto 11.4, deberan ser incluidos en la liquidacion de la factura del mes siguiente de subsanada la observacion. PROCEDIMIENTO Nº 11 RECONOCIMIENTO DE COSTOS POR REGULACION DE TENSION EN BARRAS DEL SINAC 1. OBJETIVO La operacion del sistema electrico debe efectuarse con un perfil adecuado de tensiones de entrega de energia (Tensiones) conducentes a un suministro electrico de buena calidad de tension. Es objetivo de este procedimiento precisar las obligaciones y el reconocimiento de los sobrecostos de operacion incurridos por las empresas integrantes del COES (Integrantes) para regular la tension en barras pertenecientes al Sistema Principal de Transmision. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Electricas (Articulos 40º, 41º) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas (Articulos 83º, 92º, 93º, 95º) 2.3. Decreto Supremo Nº 009-97-EM.- MORDAZA Tecnica de Calidad de los Servicios Electricos. 2.4. Resolucion de la CTE Nº 03-95 P/CTE y modificatorias. 3. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedimiento, estan precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones. 4. RESPONSABILIDADES Los Integrantes son responsables de la operacion de sus equipos para el control de la tension en el SINAC. La DPP es responsable de las programaciones anuales , mensuales , semanales y diaria de la operacion del SINAC, la que debe considerar los niveles de tension en las barras del SINAC en la optimizacion del despacho de centrales. El COORDINADOR es responsable en tiempo real del despacho que sea necesario para regular las tensiones en las barras de transferencia, para la operacion en tiempo real. La Direccion de Operaciones es responsable de la aprobacion del informe tecnico que presentara la DPP sobre cada uno de los eventos, para el reconocimiento de los sobrecostos por generacion. La DEE basada en el referido informe y los cambios en las entregas de energia al SINAC, calculara los sobre costos incurridos por los Integrantes. La Direccion de Operaciones reconocera y aprobara los referidos sobre costos. 5. OBLIGACIONES 5.1. Compensar a las empresas generadoras que contribuyen a mejorar el nivel de tension en barras del Sistema Principal de Transmision del SINAC con autorizacion del COORDINADOR, y que son aquellas cuyas unidades se arrancan para despachar energia reactiva