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El Peruano Lima, viernes 17 de octubre de 2008 381696 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 Nº 776-2007-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 5º. 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 4º), 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. 5.3 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 noque 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 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 6º.- COSTOS VARIABLES INCURRIDOS POR LA OPERACIÓN DE LA GENERACIÓN ADICIONAL 6.1 El COES determinará los Costos Variables incurridos en 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 Nº 10 del COES, los Costos Variables incurridos en la operación de la Generación Adicional se calcularán mediante la siguiente fórmula: >@iQ qi iq i IPF CMg CV E Costos u ¦ 1) ( Donde: i = Unidad correspondiente a la Generación Adicional. q = Cada período de 15 minutos de la operación de la unidad i. Q = Número total de períodos q en que operó la unidad i de la Generación Adicional. E = Energía inyectada por la unidad i de la Generación Adicional en el período q. CV = Costo variable de la unidad i de la Generación Adicional determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Técnico Nº 33 del COES, para el período q. CMg = Costo marginal en la barra de la unidad i de la Generación Adicional determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Técnico Nº 33 del COES, para el período q. IPF = Ingresos por Potencia Firme de la Generación Adicional para dicho mes. 6.3 Los Costos Totales Incurridos están compuestos por la suma de las dos componentes: Costos de Adquisición y Puesta en Servicio y los Costos Variables incurridos en la Operación de la Generación Adicional. Artículo 7º.- TRANSFERENCIAS MENSUALES DE ENERGIA Dentro de las transferencias mensuales de energía, se considerará lo siguiente: 7.1 Utilizando el mecanismo establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Técnico Nº 23 del COES, los Generadores recaudarán, mensualmente, los montos correspondientes al Cargo Unitario por Generación Adicional, en base a sus contratos de suministro de energía con Distribuidores, Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y Grandes Usuarios; 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 Nº 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 Generación Adicional. La recaudación a que se refi ere el presente literal se denominará Monto Recaudado para la Generación Adicional. 7.2 El COES transferirá el Monto Recaudado para la Generación Adicional a la empresa estatal que, por disposición del Ministerio de Energía y Minas, ponga en operación la Generación Adicional. Al realizar esta trasferencia, el COES debe detallar qué cantidad del Monto Recaudado corresponde a la componente de Costos de Adquisición y Puesta en Servicio y qué cantidad corresponde a los Costos Netos Asociados a la Operación de la Generación Adicional. 7.3 El COES es el encargado de llevar el control de la diferencia entre los Costos Totales y el Monto Recaudado para la Generación Adicional para cada Año Tarifario. Esta cantidad se denominará Saldo Neto Acumulado. Artículo 8º.- REAJUSTE TRIMESTRAL 8.1 De forma trimestral, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico que contenga su propuesta de reajuste de los Costos Totales Estimados para los meses restantes del Año Tarifario respectivo. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidos en el numeral 4.2, así como la diferencia entre los Costos Totales Estimados y los Costos Totales Incurridos. El citado Informe deberá ser remitido 15 días hábiles antes del reajuste trimestral a que se refi ere el párrafo siguiente.PROYECTO Descargado desde www.elperuano.com.pe