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El Peruano Miércoles 9 de julio de 2014 527258 E: suma de energía activa mensual de los Retiros menos las Entregas que se presenten en la Barra de Transferencia. En caso dicha desviación de energía sea mayor a 2%, el COES realizará un análisis de la información remitida y en caso detecte que la desviación de energía es resultado de información faltante y/o inconsistente de Entregas y/o Retiros, asignará provisionalmente la diferencia de energía en dichas Entregas y/o Retiros. Estas desviaciones serán informadas a OSINERGMIN conforme a lo establecido en el numeral 5.1.3 del presente Procedimiento Técnico. 7. INFORMACIÓN 7.1. Medios La información requerida en el marco del presente Procedimiento Técnico, será remitida al COES mediante correo electrónico acreditado ante el COES y dedicada especialmente para este fi n u otro medio electrónico establecido por el COES. 7.2. Información a ser remitida por los Agentes 7.2.1. Los Generadores Integrantes deberán comunicar al COES la información indicada en el numeral 5.2.1 del presente Procedimiento Técnico. 7.2.2. Asimismo, deberán entregar al COES, la información indicada en el numeral 5.2.2 y 5.2.3 del presente Procedimiento, dentro de los cinco (05) primeros días calendarios del mes siguiente al de valorización. 7.2.3. Los Integrantes entregarán al COES la Información Base indicada en el numeral 5.3.1 del presente procedimiento, dentro de los cinco (05) primeros días calendarios del mes siguiente al de valorización. 7.3. Información elaborada por el COES El COES mantendrá actualizada en su Portal de Internet, la siguiente información. 7.3.1. Relación de las Barras de Transferencia. 7.3.2. Descripción de las Entregas y Retiros en Barras de Transferencia. 7.3.3. Potencia Contratada de los Generadores Integrantes con cada uno de sus clientes. 7.3.4. Los Costos Marginales de Corto Plazo (CMg) en las Barras de Transferencias calculados según el Procedimiento Técnico “Cálculo de los Costos Marginales de Energía de Corto Plazo”. 8. PROCEDIMIENTO 8.1. El COES publicará en su Portal de Internet el informe preliminar de VTEA en el octavo (08) día calendario del mes siguiente al de valorización, considerando para ello lo siguiente. 8.1.1. Las Entregas y Retiros de cada Generador Integrante serán valorizadas al Costo Marginal de Corto Plazo de cada Barra de Transferencia. 8.1.2. Para cada Generador Integrante se determinará su Saldo de Transferencias, el cual resulta de la sumatoria de las valorizaciones de sus Entregas menos la sumatoria de las valorizaciones de sus Retiros. 8.1.3. Se determinará el Saldo Resultante de la suma de los Saldos de Transferencias de todos los Generadores Integrantes. Dicho Saldo será asignado entre todos los Generadores Integrantes en proporción a sus Ingresos por Potencia del mes en valorización. 8.1.4. Se incluirá las compensaciones por consumos de baja efi ciencia de combustible e Infl exibilidades Operativas, así como las compensaciones por Regulación Primaria y Secundaria de Frecuencia y cualquier otra compensación, según lo dispuesto en los Procedimientos Técnicos que las regulen. 8.1.5. Para cada Generador Integrante se determinará su Saldo de Transferencias Neto como la suma de los saldos obtenidos en los numerales 8.1.2, 8.1.3 y 8.1.4 del presente Procedimiento. 8.1.6. Para determinar los pagos mensuales que debe efectuar cada Generador Integrante económicamente defi citario a los Generadores Integrantes económicamente excedentarios, se debe prorratear su Saldo de Transferencias Neto en la proporción en que cada uno de éstos participe en el saldo positivo total. 8.2. Los Generadores Integrantes podrán presentar sus observaciones al Informe preliminar de VTEA al COES hasta las 12:00 horas del décimo (10) día calendario del mes, que si resulta en sábado, domingo o festivo, se entenderá referido al primer día hábil siguiente. 8.3. El COES publicará el Informe VTEA en su Portal de Internet, hasta las 24:00 horas del décimo (10) día calendario del mes, que si resulta en sábado, domingo o festivo, se entenderá referido al primer día hábil siguiente, dándose por notifi cados todos los Integrantes con este acto. Asimismo, el COES comunicará dicha publicación vía correo electrónico a todos los Integrantes en la misma fecha. 8.4. Las observaciones indicadas en el numeral 8.2 del presente Procedimiento que no hayan podido ser subsanadas en el Informe VTEA, podrán ser resueltas e incluidas en el Informe VTEA del mes siguiente. 9. DISPOSICIONES TRANSITORIAS PRIMERA DISPOSICIÓN TRANSITORIA Los titulares de los equipos de medición con más de tres años de antigüedad, que estén en uso a la fecha de entrada en vigencia del presente Procedimiento y que sean considerados por el COES como Información Base, deberán efectuar el contraste y sincronización de los mismos en un plazo no mayor a un año contados a partir de la vigencia del presente Procedimiento Técnico. SEGUNDA DISPOSICIÓN TRANSITORIA El presente Procedimiento Técnico entrará en vigencia el primer día calendario del cuarto mes siguiente a la fecha de su publicación, con lo cual quedará derogado el Procedimiento Nº 10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores integrantes del COES” aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME. En consecuencia, será aplicable a la valorización de dicho mes, mientras que para la valorización del mes anterior se aplicará la norma vigente. Los Generadores Integrantes deberán presentar debidamente sustentado, su propuesta de Factor de Pérdidas Medias al que se refi ere en el numeral 6.2 precedente, antes de la entrada en vigencia del presente Procedimiento Técnico. ANEXO A Determinación de los Factores de Proporción 1. Los Factores de Proporción de cada Generador Integrante son de aplicación mensual y se calcularán en el primer mes de cada año calendario. 2. La EFEA de cada Generador Integrante corresponderá a las Energías Firmes anuales de cada una de sus centrales de generación, resultado de la aplicación del Procedimiento Técnico COES PR-13 o el que lo sustituya, que cubran la demanda anual prevista. Para tal efecto, se deberá considerar las Energías Firmes anuales ordenadas en forma ascendente sobre la base de sus Costos Variables vigentes al 31 de diciembre del año anterior. Asimismo, la demanda anual prevista corresponderá a aquella considerada en el informe de Programa de Mediano Plazo de enero de cada año. 3. Para el cálculo de la EFEA se considerará las ventas y compras de Energía Firme que se realicen entre los Generadores Integrantes, para lo cual se deberá informar la central generadora a la cual esté asociada la venta. 4. Para cada Generador Integrante se determinará su Saldo de Energía Anual, para lo cual los Generadores Integrantes deberán informar sobre sus Ventas de Energía por Contrato a más tardar el quince (15) de enero de cada año. En caso su Saldo de Energía Anual resulte negativo, se considerará dicho saldo con valor igual a cero (0).