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El Peruano Lima, sábado 6 de diciembre de 2008 384717 3.7Costos Totales: Monto expresado en Nuevos Soles, que corresponde a los costos totales, incluyendo los costos financieros, en que incurran los Generadores estatales por la generación adicional a que se refiere el Artículo 2° del Decreto de Urgencia N° 037-2008. 3.8Costos Totales Estimados: Monto total estimado de los Costos Totales por Generación Adicional en un Año Tarifario, calculado de acuerdo con lo señalado en el Artículo 4°. 3.9Costos Totales Incurridos: Monto total obtenido de los Costos Totales por Generación Adicional en un mes, calculado de acuerdo con lo señalado en el Artículo 6°. 3.10 Costos Variables: Son los costos en que incurre una unidad de generación para suministrar una determinada cantidad de energía. 3.11 Decreto: Decreto de Urgencia N° 037-2008 que dicta Medidas Necesarias para Asegurar el Abastecimiento Oportuno de Energía Eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). 3.12 GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN. 3.13 Costos Preoperativos: Gastos realizados por el Generador estatal, por las acciones para el diseño de la mejor alternativa para realizar las contrataciones y/o adquisiciones de obras, bienes y servicios necesarios para instalación de la Generación Adicional. 3.14 Grandes Usuarios Libres: Usuarios Libres con una potencia contratada igual o superior a 10 MW, o agrupaciones de Usuarios Libres cuya potencia contratada total sume por lo menos 10 MW. 3.15 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. 3.16 Usuario: Consumidor fi nal de electricidad localizado en el Perú y que se encuentra dentro del SEIN. Comprende tanto a los Usuarios Libres como a los Usuarios Regulados. 3.17 Usuarios Libres: Usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen. 3.18 Usuario Regulados: Usuarios sujetos a la regulación de precios por la energía y potencia que consumen. 3.19 SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Cualquier mención a numerales, artículos o títulos, sin señalar la norma a la que corresponden, se debe entender referida a la presente Norma. Artículo 4°. COSTOS TOTALES ESTIMADOS Los Costos Totales Estimados están compuestos por la suma de los costos de contrataciones y adquisiciones de obras, bienes y servicios necesarios para la puesta en servicio de la Generación Adicional y los Costos Netos Asociados a la Operación de dicha generación. 4.1 Costos de Contrataciones y Adquisiciones de Obras, Bienes y Servicios Necesarios para la Puesta en Servicio: Una vez establecida la Generación Adicional, al inicio de cada proceso de Fijación de Precios en Barra, es decir, en el plazo señalado en el ítem a del Anexo A del Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, se seguirán los mismos criterios de transparencia del Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra para el establecimiento de los Costos de Contrataciones y Adquisiciones de Obras, Bienes y Servicios Necesarios para la Puesta en Servicio. El Generador estatal debe presentar la documentación sustentatoria de los gastos efectuados, documentación que considera comprobantes de pago, facturas y toda aquella documentación verifi cable para que proceda la devolución de los gastos incurridos en Costos de Adquisición y Puesta en Servicio. No se aceptarán declaraciones juradas para sustentar la información señalada anteriormente. 4.2 Costos Netos Estimados Asociados a la Operación de la Generación Adicional: Al inicio de cada proceso de Fijación de Precios en Barra, es decir, en el plazo señalado en el ítem a del Anexo A del Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico con su propuesta de Costos Netos Estimados Asociados a la Operación de la Generación Adicional para el Año Tarifario, considerando lo siguiente: (i) Un escenario que proyecte la operación óptima del SEIN para el Año Tarifario, para lo cual utilizará las herramientas computacionales que emplea para la Programación de Mediano Plazo, considerando, como mínimo, etapas mensuales de tres bloques horarios por cada una. (ii) Identifi cación de las unidades puestas en servicio por Generación Adicional, así como la energía despachada por cada una de ellas, por etapa y bloque horario para el escenario considerado. (iii) Estimación de ingresos por potencia fi rme de las unidades puestas en servicio por Generación Adicional. Artículo 5°. MECANISMO PARA DETERMINAR EL CARGO UNITARIO POR GENERACIÓN ADICIONAL 5.1 Una vez establecidos los Costos Totales Estimados (compuesto por los costos determinados en el Artículo 4°), se procede a determinar el valor del Cargo Unitario por Generación Adicional que debe regir para el Año Tarifario. 5.2 Se procederá a estimar la demanda de energía para estos tres grupos de consumidores para el respectivo Año Tarifario a fi n de asignar los Costos Totales en la proporción que indica el Decreto. Los costos por la Generación Adicional a ser asignados a cada uno de los grupos de consumidores se calcularán mediante las siguientes fórmulas: Regulados Usuarioslos a Asignado Costo 4 2CTE E EECT GU UL URUR UR ⋅+ += Usuarios Grandesson no que Libres Usuarioslos a Asignado Costo 4 22CTE E EECT GU UL URUL UL ⋅+ += Usuarios GrandesLosa Asignado Costo 4 24CTE E EECT GU UL URGU GU ⋅+ += Donde: EUR = Energía que corresponde a los Usuarios Regulados; EUL = Energía que corresponde a los Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios; EGU = Energía que corresponde a los Grandes Usuarios y; CT = Costos Totales Estimados por la Generación Adicional. 5.4 Una vez determinado determinados los montos a asignarse a cada grupo de usuarios, se procederá a determinar los nuevos cargos diferenciados a ser aplicados a cada uno de los tres grupos de consumidores: a) Usuarios Regulados, b) Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y c) Grandes Usuarios, dividiendo el correspondiente costo asignado a cada tipo de usuario entre la máxima demanda utilizada para el cálculo del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Artículo 6°. COSTOS NETOS INCURRIDOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN DE LA GENERACIÓN ADICIONAL 6.1 El COES determinará los Costos Netos Incurridos asociados a la operación de la Generación Adicional. 6.2 Una vez recibida la producción mensual de energía activa por unidad y empresa de generación, de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico N° 10 del COES, los Costos Netos Incurridos asociados a la operación de la Generación Adicional se calcularán mediante la siguiente fórmula: []iQ qi iq i INTM CMg CV E Costos − − × = ∑ =1) ( Donde: i = Unidad correspondiente a la Generación Adicional. q = Cada periodo de 15 minutos de la operación de la unidad i. Q = Número total de periodos q en que operó la unidad i de la Generación Adicional. E = Energía inyectada por la unidad i de la Generación Adicional en el periodo q. CV = Costo variable de la unidad i de la Generación Adicional determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del PROYECTO Descargado desde www.elperuano.com.pe