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80 NORMAS LEGALES Viernes 23 de octubre de 2020 / El Peruano Central de Cogeneración Cali fi cada y que superen la producción de dicha central en un Intervalo de Mercado, deberán ser respaldados mediante contratos de suministro. En este caso, para determinar los Pagos por Capacidad y las compensaciones mensuales por Peaje por Conexión y Peaje de Transmisión, se considerará el resultado de la Demanda Coincidente del proceso productivo menos el Autoconsumo de Potencia, siempre que este resultado sea positivo.” “11.3.1.4 (…)c. (…)c.4 Con fi guración de la red de transmisión correspondiente al Intervalo de Punta del Mes, para tal efecto se considerará la red completa de transmisión; es decir, no se considerarán desconexiones de instalaciones de transmisión por fallas o mantenimientos, ni cambios en la con fi guración asociadas a tales desconexiones. La red de transmisión no considerará sobrecarga, ni con fi guraciones especiales y se deberán utilizar los mismos parámetros eléctricos, capacidades y Restricciones de capacidad de transmisión utilizados en el modelo AC para el análisis eléctrico del Programa Diario de Operación. (…) Artículo 3°.- Modi fi car las de fi niciones de los términos “Demanda Coincidente”, “Retiro” y “Restricciones de capacidad de transmisión” del “Glosario de Abreviaturas y Defi niciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME, conforme a lo siguiente: “Demanda Coincidente : Demanda de potencia durante el Intervalo de Punta del Mes, correspondiente a: i) consumo de clientes de los Participantes Generadores, medido en los respectivos Puntos de Suministro, ii) consumos en el MME de Participantes Distribuidores o Participantes Grandes Usuarios, medidos en las Barras donde empiezan sus instalaciones, iii) Autoconsumo de Potencia del proceso productivo que forma parte del proceso de cogeneración de la Central de Cogeneración Cali fi cada del Participante Generador. En caso de que el consumo de potencia del proceso productivo sea superior a la producción de la Central de Cogeneración Califi cada, este consumo adicional deberá ser respaldado mediante contratos de suministro y, iv) consumos de los Retiros No Declarados asignados en la Liquidación de Valorización de las Transferencias de Energía Activa.” “Retiro : Energía activa contabilizada en una Barra de Transferencia asociada a: i) El consumo de energía del cliente de un Participante Generador. ii) Un Participante Distribuidor para atender a sus Usuarios Libres, siempre que dicho consumo de energía no esté cubierto por contratos de suministro. iii) Un Participante Gran Usuario, siempre que dicho consumo de energía no esté cubierto por contratos de suministro. iv) El Autoconsumo de Energía del proceso productivo que forma parte del proceso de cogeneración de la Central de Cogeneración Cali fi cada del Participante Generador; por cada Intervalo de Mercado. En caso de que el consumo de energía del proceso productivo sea superior a la producción de la Central de Cogeneración Califi cada, este consumo adicional deberá ser respaldado mediante contratos de suministro, al igual que un cliente que no cuenta con autoproducción.” “Restricciones de capacidad de transmisión : Restricción operativa de la potencia máxima que puede ser transmitida por una instalación de transmisión o un conjunto de las mismas. Estos límites son establecidos por el COES en base a estudios o por el titular en aplicación de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, y los cuáles pueden variar en función a los periodos de avenida y estiaje, así como en función de bloques horarios.” Artículo 4°.- Disponer la publicación de la presente resolución en el diario o fi cial El Peruano y consignarla, conjuntamente con el Informe Técnico N° 486-2020-GRT y el Informe Legal N° 487-2020-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2020.aspx. Estos informes son parte integrante de la presente resolución. ANTONIO ANGULO ZAMBRANO Presidente del Consejo Directivo (e)Osinergmin 1896206-1 Fijan factores de proporción aplicables en el cálculo de la tarifa eléctrica rural de los Sistemas Eléctricos Rurales No Convencionales (Fotovoltaicos) para el periodo noviembre 2020 – octubre 2021 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN N° 162-2020-OS/CD Lima, 22 de octubre de 2020 CONSIDERANDO: Que, en la Ley N° 28749, Ley General de Electri fi cación Rural y en su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 018-2020-EM, se establece el marco normativo para la promoción y el desarrollo e fi ciente y sostenible de la electri fi cación de zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país; Que, en cuanto a los sistemas no convencionales (fotovoltaicos), éstos tienen una fi jación tarifaria especial regida por los criterios establecidos en el Artículo 37 del Reglamento de la Ley General de Electri fi cación Rural, aprobado por Decreto Supremo 018-2020-EM que determinan la necesidad de fi jar factores de proporción aplicables a inversiones efectuadas por el Estado, las empresas de distribución u otras entidades; Que, en el Artículo 4 de la Resolución N° 122-2018-OS/ CD, en la cual se fi jó la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos para el periodo 17 de agosto 2018 – 16 de agosto 2022, se estableció que la tarifa máxima aplicable corresponderá a una ponderación de las tarifas máximas que refl ejen la inversión del Estado y la inversión de la Empresa; Que, en el Artículo 1 de la Resolución N° 194-2019-OS/CD se fi jaron los factores de proporción aplicables en el cálculo de la tarifa eléctrica rural de los Sistemas Eléctricos Rurales No Convencionales (Fotovoltaicos) del periodo noviembre 2019 – octubre 2020; Que, en ese sentido, corresponde fi jar para el periodo noviembre 2020 – octubre 2021, los factores de proporción aplicables en el cálculo de la tarifa eléctrica rural de los Sistemas Eléctricos Rurales No Convencionales (Fotovoltaicos); Que, el Informe Técnico N° 489-2020-GRT, que forma parte de la presente resolución, contiene los antecedentes, criterios y resultados que sustentan la determinación de los factores de proporción de la tarifa eléctrica rural de los Sistemas Eléctricos Rurales No Convencionales (Fotovoltaicos) para el periodo noviembre 2020 – octubre 2021, complementando conjuntamente con el Informe Legal N° 491-2020-GRT la motivación que sustenta la decisión del Osinergmin; De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 28749, Ley General de Electri fi cación Rural y en su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 018-2020-EM; en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por el Decreto Supremo N° 004-2019-JUS; así como en sus normas modi fi catorias, complementarias y conexas; y,