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NORMAS LEGALES El Peruano Lima, viernes 25 de julio de 2008 376863 4.1. Costos Adicionales Estimados 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° 776-2007-OS/CD, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico con su propuesta de Costos Adicionales Estimados para el Año Tarifario, considerando lo siguiente: a) Dos escenarios: Despacho económico con presencia de Congestión y despacho económico sin presencia de Congestión, para lo cual utilizará las herramientas computacionales que emplea para la Programación de Mediano Plazo, considerando como mínimo etapas mensuales y tres bloques horarios por cada etapa. b) Los Costos Marginales Ideales asociados al despacho económico sin presencia de Congestión. c) Identifi cación de las unidades de generación térmica cuyo costo variable sea superior al Costo Marginal Ideal, así como la energía despachada por cada una de ellas, por etapa y bloque horario para el escenario con presencia de Congestión. d) Por cada central identifi cada en el paso previo, se calculará el producto de la energía despachada por la diferencia entre su costo variable y el Costo Marginal Ideal, por etapa y bloque horario. e) Los Costos Adicionales Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador. 4.2. Asignación de los Costos Adicionales Estimados a los Usuarios El 50% de los Costos Adicionales Estimados serán asignados por OSINERGMIN a los Usuarios, mediante su incorporación en el Cargo Unitario por Costos Adicionales, como parte del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT). 4.3. Costos Adicionales Incurridos El COES calculará los Costos Adicionales Incurridos de acuerdo con el siguiente procedimiento: a) Cada día se determinará el Costo Marginal Ideal con el modelo matemático de optimización señalado en el Procedimiento Técnico N° 32 del COES, utilizando la misma información y consideraciones utilizadas en la elaboración del último Programa de Operación Diario para este día, de acuerdo con el Procedimiento Técnico N° 02 del COES, y asumiendo disponibilidad ilimitada de gas natural de Camisea para las unidades de generación que utilicen dicho combustible. b) Para efectos del cálculo de las transferencias mensuales de energía, la califi cación de las horas de operación de las unidades térmicas se realizará con el despacho ejecutado. Los Costos Adicionales Incurridos se determinarán teniendo en cuenta sólo las unidades térmicas que despacharon y fueron califi cadas por potencia y/o energía, conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico N° 07 del COES, y con costo variable superior al Costo Marginal Ideal en su barra de inyección. c) 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 Adicionales Incurridos se calcularán mediante la siguiente fórmula: >@ 0) (: ;00) (:) ( 1 u !uuu ¦ q iq iq iq iQ qq iq iq i fp Cmg CV si Costosfp Cmg CV sifp Cmg CV E Costos Donde: i = Unidad térmica que operó con costos variables superiores al Costo Marginal Ideal en su barra de inyección. q = Cada período de 15 minutos de la operación de la unidad i. Q = Número total de períodos q en que el costo variable de la unidad i fue superior al Costo Marginal Ideal. E = Energía inyectada por la unidad i en el período q. CV = Costo variable de la unidad i determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Técnico N° 33 del COES, para el período q a compensar. Cmg = Costo Marginal Ideal para el período q.fp = Factor de pérdidas marginales de energía en la Barra donde inyecta la unidad i durante el período q. A la totalidad de los costos así calculados, se descuentan las compensaciones propias entre generadores que no tienen relación con la Congestión, tales como las señaladas en el numeral 9.2 del Procedimiento Técnico N° 33 del COES. d) El monto resultante como consecuencia de los cálculos efectuados conforme al literal anterior, constituye los Costos Adicionales Incurridos a compensar para dicho mes. El 50% de esta cantidad corresponde ser asumida por los Usuarios y se denominará Monto Asignado. 4.4. Transferencias Mensuales de Energia Dentro de las transferencias mensuales de energía, se considerará lo siguiente: a) Utilizando el mecanismo establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Técnico N° 23 del COES, los Generadores recaudarán, mensualmente, los montos correspondientes al Cargo Unitario por Costos Adicionales, en base a sus contratos de suministro de energía con Usuarios Libres y Distribuidores; además, esta recaudación incluirá aquella que corresponda a las empresas que realizan retiros sin contratos de suministros, de acuerdo con la asignación establecida por el COES, en cumplimiento de la Resolución OSINERGMIN N° 025-2008-OS/CD o de la disposición legal que pudiera expedirse al respecto. A esta recaudación se le adicionará los aportes provenientes de los demás participantes del Mercado de Corto Plazo por concepto del Cargo Unitario por Costos Adicionales. La recaudación a que se refi ere el presente literal se denominará Monto Recaudado. b) El COES transferirá el Monto Recaudado a los Generadores que hayan incurrido en los Costos Adicionales, teniendo prioridad el pago pendiente de las transferencias de meses anteriores por estos costos. En caso de existir un sobrante, el COES llevará el control de estos montos a fi n de ser utilizados en los meses donde el Monto Recaudado sea menor al Monto Asignado. c) El COES es el encargado de llevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado y el Monto Recaudado para cada Año Tarifario. Esta cantidad se denominará Saldo Neto Acumulado. 4.5. Reajuste Trimestral de los Costos Adicionales Estimados De forma trimestral, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico que contenga su propuesta de reajuste de los Costos Adicionales Estimados para los meses restantes del Año Tarifario respectivo. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidos en el numeral 4.1, así como la diferencia entre los Costos Adicionales Estimados y los Costos Adicionales Incurridos. El citado Informe deberá ser remitido 15 días hábiles antes del reajuste trimestral a que se refi ere el párrafo siguiente. El reajuste trimestral será publicado en los plazos establecidos en la Resolución OSINERGMIN N° 180-2007-OS/CD, Resolución que aprueba la Norma “Precios a Nivel de Generación y Mecanismos de Compensación entre Usuarios Regulados”. 4.6. Liquidación del Saldo Neto Acumulado La liquidación del Saldo Neto Acumulado se realizará al fi nal del Año Tarifario. Si el Saldo Neto Acumulado resulta positivo, corresponderá un aumento en los Costos Adicionales Estimados para el próximo Año Tarifario, y si la diferencia es negativa, corresponderá una disminución en los Costos Adicionales Estimados para el próximo Año Tarifario. Artículo 5º.- SANCIONES El COES comunicará los incumplimientos de los Agentes a la presente norma, a fi n de aplicarse las sanciones correspondientes, de ser el caso, de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. Asimismo, los incumplimientos del COES a la presente norma, serán sancionados de conformidad con lo dispuesto en la citada Escala. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS Primera.- Participación de los Grandes Usuarios Libres en el Mercado de Corto PlazoDescargado desde www.elperuano.com.pe