TEXTO PAGINA: 46
Pág. 200696 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 Dk:Descarga en el mes k, expresado en volumen. Rk:Rebose en el mes k, expresado en volumen. ANEXO B INDISPONIBILIDAD CENTRAL COMBUSTIBLE HORAS % FORZADA PROGRAMADA FORZADA PROGRAMADA VAPOR CARBON 365.1 992.3 4.2 11.3 PETROLEO 269.8 1008.9 3.1 11.5 GAS 250.7 1056.2 2.9 12.1 GAS JET 197.6 529.8 2.3 6.0 GAS 278.1 532.4 3.2 6.1 DIESEL 359.2 528.0 4.1 6.0 DIESEL TODOS 170.4 188.3 1.9 2.1 CICLO COMBINADO 208.0 956.3 2.4 10.9 Fuente: National Energy Reliability Council PROCEDIMIENTO Nº 14 VERIFICACION DE LA ENERGIA FIRME DE UN GENERADOR (PROPIA Y CONTRATADA) VS SUS COMPROMISOS DE VENTA 1. OBJETIVO Verificar que el total de la energía firme de un generador (propia y contratada), cubra sus compromi- sos de venta. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 102º y 104º) 3. DEFINICION Energía Firme : Es la máxima producción esperada de energía eléctrica en condiciones de hidrología seca para las unidades de generación hidroeléctrica y de indisponibilidad esperadas para las unidades de gene- ración térmica. 4. RESPONSABLE División de Estudios y Desarrollo. 5. PERIODICIDAD Anual. Esta verificación se efectuará antes del 30 de noviembre de cada año. 6. VIGENCIA Anual, 1 de enero al 31 de diciembre. 7. DATOS BASE 7.1. Demanda anual de cada integrante del COES. Energía comprometida con sus propios usuarios y con otros integrantes del COES. Dicha demanda incluirá las pérdidas de transmisión correspondientes. 7.2. Cada integrante deberá proporcionar al COES dicha información, antes del 31 de octubre del año anterior. 7.3. Energía Firme de cada empresa integrante del COES. 8. PROCEDIMIENTO Cada integrante del COES deberá estar en condicio- nes de satisfacer en cada año calendario la demanda de energía que tenga contratada con sus usuarios, con energía firme propia y, la que tuviera contratada con terceros, pertenezcan o no al COES. Para cada generador, el COES verificará que la suma de su energía firme y la contratada a terceros, cubra como mínimo la demanda de energía anual que tenga contratada con sus usuarios. Esta verificación se efectuará antes del 30 de noviembre de cada año y se comunicará a todos los integrantes. Aquellos que nocumplan la condición señalada, deberán corregir esta situación antes del 31 de diciembre. En los consumos que fueran abastecidos simultá- neamente por dos o más generadores, el COES verifica- rá que la energía total abastecida sea efectuada mante- niendo mensualmente la misma proporción que sus compromisos. PROCEDIMIENTO Nº 15 VALORIZACION DE TRANSFERENCIAS DE ENERGIA REACTIVA ENTRE INTEGRANTES DEL COES 1. OBJETIVO Determinar y valorizar las transferencias de ener- gía reactiva entre integrantes del COES. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 40º. inciso d, 59º, 60º). 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 80º, 91º. inciso e, 100º, 108º, 132º). 3. DEFINICIONES Para los fines del presente procedimiento se adopta- ran las siguientes definiciones: 3.1. FER: Monto recaudado por los generadores por concepto de facturación por exceso de energía reactiva en períodos de punta (Resolución P/CTE 015-95 y modificatorias) más aquellos montos co- rrespondientes a la energía reactiva suministrada a los clientes libres que son reflejados en las barras de transferencia (definidas para las transacciones de energía activa), valorizados de acuerdo a lo estable- cido por resolución de la CTE para clientes regula- dos. 3.2. ST: Costo equivalente mensual correspondiente a la anualidad del equipamiento de compensación reac- tiva en operación y no considerado en mecanismos de pago existentes (Peaje de Conexión + Ingresos Tarifa- rios). 3.3. Si: Costo de la energía reactiva aportada por Generador "i" al Sistema en los períodos de punta, más otros costos incurridos por operación exclusivamente por regulación de tensión, tipificados en el Procedi- miento Nº 11. 3.4. Ii: Aporte del generador "i" al Sistema por servicio de control de tensión. 3.5. FCR: Fondo de Compensación Reactiva del COES, que contiene el saldo acumulado de los montos recaudados por Facturación de Energía Reactiva (FER) considerada a partir del 01-05-95, y deducidos los mon- tos pagados a generadores (Si) y transmisora (ST) por aplicación del presente procedimiento. Los referidos montos facturados permanecerán en las cuentas de los integrantes hasta el momento en que sean requeridos por el COES. 3.6. A los costos mencionados en 3.2 y 3.3, así como al Fondo de Compensación Reactiva indicado en 3.5 se les aplicará a partir de mayo de 1995, según correspon- da, un interés del 12 % contabilizado en la siguiente forma: 3.6.1. A los costos mencionados en 3.2 y 3.3, desde el mes siguiente al que corresponden; es decir, a los costos del mes m se considerarán intereses desde el mes (m+1). 3.6.2. Al Fondo de Compensación Reactiva indicado en 3.5, después de un mes al mes que corresponde la facturación por energía reactiva; es decir, a lo facturado para el mes m se considerarán intereses desde el mes (m+2). 4. PERIODICIDAD Mensual.