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MINISTERIO DE ENERGA Y MINAS OTROS DIRECCIN GENERAL DE ELECTRICIDAD

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1999-03-19.-D.S. N 004-99-EM Modifican el Reglamento de la ley de Concesiones elctricas (1999-03-20) Incluye modificacin segn D.S. N 004-2003-EM (2003-02-20) Nota.- El artculo 2 de este Decreto Supremo ha sido derogado por Decreto Supremo N 025-2001-EM publicado el 2001-05-30.

EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA CONSIDERANDO: Que, mediante Ley N 26980 se modificaron, entre otros, el inciso f) del artculo 47 y el artculo 60 del Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Elctricas, as como la definicin de Potencia Firme contenida en el Anexo del citado Decreto Ley; Que, las modificaciones antes referidas se orientan a perfeccionar la operacin eficiente y econmica de los sistemas interconectados, por lo que es necesario establecer criterios y procedimientos para la determinacin del Precio Bsico de la Potencia de Punta, las compensaciones a los propietarios del Sistema Principal y Secundario de Transmisin, y la valorizacin de las Transferencias de Potencia entre generadores que conforman un COES, requirindose en consecuencia modificar el Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, aprobado por Decreto Supremo N 009-93-EM; Que, en cumplimiento de la segunda Disposicin Transitoria de la Ley N 26980, debe establecerse un procedimiento de transicin a efectos de facilitar la aplicacin de los criterios y procedimientos a que se refiere el considerando que antecede, a las unidades de generacin elctrica interconectadas existentes a la fecha de publicacin de la Ley N 26980; De conformidad con el inciso 8) del artculo 118 de la Constitucin Poltica del Per;

DECRETA: Artculo Primero.- Modifcanse, los artculos 22, 23, 86, 91, 103, 109, 110,

111, 112, 113, 121, 126, 135, 136, 137, 139, 140 y 201 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas aprobado mediante Decreto Supremo N 009-93/EM, en los trminos siguientes: Artculo 22.- ... g) Fijar el Precio Bsico de la Potencia de Punta a que se refiere el inciso f) del artculo 47

de la Ley, segn el procedimiento definido en el artculo 126 del Reglamento; ... j) Fijar el Margen de Reserva Firme Objetivo de cada Sistema Elctrico donde exista un

COES y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta a que se refiere el artculo 126 del Reglamento.

Artculo 23.- ... b) Evaluar el clculo propuesto por el COES sobre el Precio Bsico de la Potencia de Punta

a que se refiere el inciso g) del Artculo anterior;

DECRETO SUPREMO

N 004-99-EM


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... e) Evaluar el Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la

unidad de punta a que se refiere el inciso j) del Artculo anterior. Artculo 86.-... f) Proponer al Ministerio para su aprobacin, los procedimientos a que se refieren los

incisos c) y d) del artculo 40 de la Ley; y, g) Otras, que en el marco de la Ley y el Reglamento, seale el Estatuto. Artculo 91.- ... g) Determinar y valorizar las transferencias de potencia entre los generadores integrantes; Artculo 103.- La Energa Firme de un integrante del COES, ser calculada cada ao, tomando en cuenta lo siguiente: a) Aportes de energa de las centrales hidroelctricas, considerando el despacho de las

unidades para caudales naturales mensuales con una probabilidad de excedencia del 90% y los periodos de indisponibilidad programada y fortuita de las unidades.

b) Aportes de energa de las centrales termoelctricas, considerando la indisponibilidad programada y fortuita de las unidades.

En caso que la suma Total de la Energa Firme de todos los integrantes sea inferior al consumo previsto de energa del ao en evaluacin, se proceder a disminuir, en forma secuencial, la probabilidad de excedencia hidrulica y los factores de indisponibilidad hasta igualar dicho consumo. El COES propondr al Ministerio el procedimiento para determinar las energas firmes de las centrales generadoras segn los criterios contenidos en el presente artculo.

Artculo 109.- El valor econmico de la transferencia de potencia entre los generadores integrantes de un COES ser determinado tomando en cuenta: a) Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema; b) Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema; y c) Egresos por Compra de Potencia al Sistema. El valor econmico de la transferencia de potencia es igual al Ingreso por Potencia, constituido por la suma de los ingresos sealados en a) y b), menos los egresos sealado en c). Dicho valor se constituir en el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada integrante. Todos los clculos se efectuarn mensualmente y sern definitivos. En aquellos casos que involucren supuestos o variables determinados posteriormente al mes del clculo, debern contemplarse procedimientos de reclculo. Cada integrante que obtenga un saldo neto mensual negativo, pagar dicha cantidad, dentro de los siete (7) das calendario del mes siguiente, a todos los integrantes que tengan saldo positivo, en la proporcin en que cada uno de stos participe en el saldo positivo total del mes. El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para llevar a cabo la valorizacin de las transferencias de potencia. Artculo 110.- La potencia firme de cada una de las unidades generadoras del sistema se calcular segn los siguientes criterios y procedimientos:


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a) La Potencia Firme de una unidad trmica ser igual al producto de su potencia efectiva por su factor de disponibilidad. El factor de disponibilidad es igual a uno (1.0) menos el factor de indisponibilidad fortuita de la unidad.

b) La Potencia Firme de una unidad hidrulica ser igual al producto de la Potencia Garantizada por el factor de presencia. I) El factor de presencia toma en cuenta la disponibilidad real de la unidad o central

generadora en el mes de clculo. II) La Potencia Garantizada de una unidad hidrulica ser igual a la suma de la Potencia

Garantizada con el reservorio de regulacin horario, ms la Potencia Garantizada como una central de pasada. La Potencia Garantizada no debe superar la Potencia Efectiva de la central.

III) La Potencia Garantizada con el reservorio de regulacin horario, es igual a la energa mxima almacenable en el reservorio para la probabilidad de excedencia dada, entre las horas de regulacin prefijadas. Se considerar como reservorios de regulacin horaria a aquellos cuya agua desembalsada esta a disposicin de la central en un tiempo inferior a 24 horas.

IV) La Potencia Garantizada como una central de pasada es igual a la energa de pasada entre las horas totales del periodo de evaluacin. El periodo de evaluacin ser los 6 meses ms crticos de la oferta hidrolgica.

V) La suma de la energa de pasada ms la energa regulada por el reservorio debe ser igual a la Energa Garantizada por la central hidrulica durante el periodo de evaluacin y para una probabilidad de excedencia mensual dada.

VI) La Energa Garantizada de la central se determina segn el siguiente procedimiento:

1) Se calcula, para cada mes de la estadstica hidrolgica, el caudal natural afluente a la central hidrulica en evaluacin para la probabilidad de excedencia mensual dada.

2) Teniendo en cuenta los reservorios estacionales anuales y mensuales, se procede a simular, para los 12 meses del ao, la operacin ptima de la central con los caudales determinados en el punto anterior y el manejo ptimo de los reservorios estacionales. Para efectos de simulacin se asume que al inicio del ao todos los reservorios se encuentran en el nivel ms probable de su operacin histrica.

3) Como resultado de la operacin ptima de la central a lo largo del ao en evaluacin, se obtienen las energas garantizadas por la central en cada mes.

4) La energa garantizada por la central para el periodo de evaluacin ser igual a la suma de las energas de los meses que conforman dicho periodo.

5) En esta etapa de evaluacin se consideran los mantenimientos programados de las unidades a efectos de no sobrestimar la disponibilidad de energa.

c) El COES propondr al Ministerio el procedimiento para calcular la indisponibilidad de las unidades de generacin, considerando entre otros, los siguientes criterios: I) Informacin estadstica de indisponibilidades programadas de las unidades para los

ltimos diez (10) aos, en las horas de punta del sistema; II) Informacin estadstica de indisponibilidades no programadas de las unidades para

los ltimos dos (2) aos, en las horas de punta del sistema; III) Valores mximos de indisponibilidades programadas y no programadas, de acuerdo

con las caractersticas de las unidades de generacin; IV) Capacidad de transporte elctrico garantizado por las centrales generadoras; y, V) Capacidad de transporte de combustible garantizado para las centrales trmicas. En el

caso de unidades trmicas que usan gas natural como combustible, se considerarn los contratos a firme por el transporte del gas desde el campo hasta la central.

d) Cada 4 aos, o a la unin de dos o ms sistemas elctricos, el Ministerio fijar las horas de regulacin y la probabilidad de excedencia mensual para efectos de la evaluacin de la


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potencia firme hidrulica, dependiendo de las caractersticas propias de cada sistema elctrico y de la garanta exigida a los mismos.

e) Cada 4 aos el Ministerio definir las horas de punta del sistema para efectos de evaluacin de la indisponibilidad de las unidades generadoras. Para evaluar la indisponibilidad no programada de dichas unidades, el COES podr implementar procedimientos de operacin y arranque en forma aleatoria con el objeto de evaluar su disponibilidad real.

f) Para alcanzar o acercarse a la mxima demanda en los sistemas elctricos donde la suma de las potencias firmes hidrulica y trmica no llegue a cubrir la mxima demanda del sistema a nivel generacin, se seguir el siguiente procedimiento secuencial: i) se disminuirn las exigencias en el nmero de horas de regulacin, ii) se reducir la probabilidad de excedencia hidrulica, y iii) se disminuir la indisponibilidad de las centrales trmicas e hidrulicas.

Los procedimientos para todos los casos sern propuestos por el COES al Ministerio. Artculo 111.- La Potencia Consumida por los clientes de cada generador, en la hora de Mxima Demanda Mensual, es una compra de potencia al sistema que constituye un Egreso por Compra de Potencia atribuible al generador. a) Para determinar el Egreso por Compra de Potencia de cada generador se seguir el

siguiente procedimiento: I) Se determina la Mxima Demanda Mensual del sistema elctrico, en el intervalo de

15 minutos de mayor demanda en el mes, pudiendo utilizarse para efectos del clculo la potencia media de la energa integrada en dicho intervalo;

II) Para el intervalo de punta del mes, se determina la Demanda Coincidente de los clientes atribuibles a cada generador en cada barra definida por el COES. La suma de las Demandas Coincidentes de los clientes es igual a la Mxima Demanda Mensual del sistema elctrico;

III) Se determina el Precio de Compra de Potencia en cada barra donde se requiera. Dicho precio ser igual al producto del Precio de Potencia en Barra, sin incluir los peajes, multiplicado por el complemento del factor por Incentivo a la Contratacin. El complemento del factor por Incentivo a la Contratacin es igual a Uno (1.0) menos el factor por Incentivo a la Contratacin;

IV) El Egreso por Compra de Potencia para un generador ser igual a la suma de los productos de la Demanda Coincidente de cada uno de sus clientes, definida en el literal a)-II), por el Precio de Compra de Potencia respectivo, definido en el literal a)-III); ms el Saldo por Peaje de Conexin definido en el artculo 137 del Reglamento;

V) Los generadores que abastecen a un cliente en forma simultnea, asumirn el costo por la compra de potencia para su cliente en proporcin a su compromiso de potencia;

VI) El Egreso por Compra de Potencia al sistema es igual a la suma de los egresos por compra de potencia de los generadores.

b) El Ingreso Disponible para el Pago de la Potencia entre generadores integrantes del COES ser igual al Egreso por Compra de Potencia, definido en el literal a)-VI).

c) El Ingreso Disponible ser distribuido en dos partes: Ingreso Garantizado por Potencia

Firme requerida por el Sistema e Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema. I) El monto mensual asignado al Ingreso Adicional por Potencia Generada en el

Sistema ser igual al monto mensual del Ingreso Disponible multiplicado por el


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factor de Incentivo al Despacho. El monto anual del Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema ser igual a la suma de los montos mensuales.

II) El monto mensual asignado al Ingreso Garantizado por Potencia Firme requerida por el Sistema ser igual al monto mensual del Ingreso Disponible menos el monto mensual del Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema.

d) Mediante Decreto Supremo refrendado por el Ministro de Energa y Minas, sern aprobados los factores por Incentivo al Despacho y por Incentivo a la Contratacin para un horizonte futuro no menor de 4 aos.

El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Artculo 112.- Los Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema de cada unidad o central generadora ser determinado segn los siguientes criterios y procedimientos:

a) Procedimiento de determinacin de los Ingresos Garantizados por Potencia Firme:

I) Se determina la Mxima Demanda Mensual del sistema elctrico en la hora de punta del mes, segn lo definido en el literal a)-I) del artculo 111 del Reglamento. Para dicha hora se determina la Demanda en cada barra definida por el COES, coincidente con la Mxima Demanda Mensual.

II) Para sistemas en los que la Mxima Demanda ms la Reserva es mayor que la Potencia Efectiva Total, la Potencia Firme Remunerable es igual a la Potencia Firme. En los sistemas donde la Mxima Demanda ms la Reserva es menor o igual a la Potencia Efectiva Total, la Potencia Firme Remunerable ser determinada mediante el siguiente procedimiento: 1) Se determina la Potencia Disponible de cada unidad generadora como el

cociente de su Potencia Firme, definida en el artculo 110 del Reglamento, entre el factor de Reserva Firme.

2) Se efecta el despacho econmico de potencia de las unidades de generacin, mediante un flujo de carga ptimo para la hora de punta del mes, considerando: i) como potencia de la unidad, su Potencia Disponible; ii) como costo variable, el definido por el COES para la optimizacin de los despachos de energa; y iii) como demanda, la Demanda Coincidente definida en el literal a)-I). Las potencias de cada unidad generadora resultantes del despacho econmico de potencia, se denomina Potencia Disponible Despachada.

3) La Potencia Firme Remunerable es igual a la Potencia Disponible Despachada por el factor de Reserva Firme.

III) Se determina el Precio de Potencia Garantizado en cada una de las barras donde se requiera. Dicho precio ser igual al producto del Precio de Potencia en Barra, sin incluir los peajes, multiplicado por el factor de ajuste del Ingreso Garantizado. Inicialmente el factor de ajuste del Ingreso Garantizado ser igual a 1.0, y posteriormente ser evaluado segn el literal a)-V) siguiente.

IV) Se determina el Ingreso Garantizado Preliminar de cada unidad generadora, multiplicando el Precio de Potencia Garantizado por la Potencia Firme Remunerable de la unidad. El Ingreso Garantizado Preliminar Total es igual a la suma de los Ingresos Garantizados Preliminares de todas las unidades generadoras.

V) El factor de ajuste del Ingreso Garantizado ser igual al cociente del Ingreso Garantizado por Potencia Firme requerida por el Sistema, definido en el literal c)-II) del artculo 111 del Reglamento, entre el Ingreso Garantizado Preliminar Total.


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VI) El Ingreso Garantizado de cada unidad generadora, ser igual al producto de su Ingreso Garantizado Preliminar definido en el literal a)-IV), por el factor de ajuste del Ingreso Garantizado definido en el literal a)-V).

VII) El Ingreso Garantizado de cada generador ser igual a la suma de los Ingresos Garantizados de sus unidades generadoras.

b) Para efectos de determinar el despacho econmico de potencia a que se refiere el literal a)-II) del presente artculo, el COES deber considerar en lo pertinente y segn la operacin normal del sistema, las restricciones de capacidad en las redes de transmisin a efectos de limitar la Potencia Firme Remunerable de las unidades generadoras asociadas al dficit de transmisin.

c) Incentivos a la Disponibilidad: I) En caso que alguna unidad o central generadora supere los lmites de

indisponibilidad anual y/o mensual permitidos, y slo para efectos de determinar su Potencia Firme Remunerable, ser considerada en el mes siguiente con un costo variable de operacin igual al costo de racionamiento.

II) En tanto alguna unidad o central generadora no cuente con las garantas de transporte elctrico o de combustible sealados en el inciso c) del artculo 110 del Reglamento, y slo para efectos de determinar su Potencia Firme Remunerable, ser considerada en los meses siguientes con un costo variable de operacin igual al costo de racionamiento.

III) La unidad o central generadora que se encuentre en algunas de las situaciones descritas en I) y/o II) que anteceden, ser objeto de un descuento en su Ingreso por Potencia y que no podr ser superior al 10% de sus ingresos anuales por potencia. El COES, en funcin de la magnitud del riesgo en que coloca al sistema elctrico, determinar dicho descuento y la forma en que ser distribuido entre los dems generadores.

d) La Reserva Firme, el Margen de Reserva Firme y el factor de Reserva Firme sern determinados segn el siguiente procedimiento: I) Se ubican las potencias efectivas de las unidades de generacin en orden creciente de

sus costos variables de produccin, considerando de ser el caso lo dispuesto en el numeral V) siguiente;

II) Se determina la unidad generadora cuya fraccin de potencia efectiva colocada, acumulada a la potencia efectiva de las unidades que la precedieron, iguala a la Mxima Demanda a nivel generacin ms el Margen de Reserva;

III) Se determina la Potencia Firme Colocada como la suma de las potencias firmes de las unidades sealadas en el numeral anterior, considerando para la ltima unidad generadora nicamente su potencia firme equivalente a la fraccin de la potencia efectiva colocada por ella;

IV) La Reserva Firme es igual a la Potencia Firme Colocada a que se refiere el literal III) que antecede menos la Mxima Demanda. El Margen de Reserva Firme es igual a la Reserva Firme entre la Mxima Demanda. El factor de Reserva Firme es igual al Margen de Reserva Firme ms uno (1.0);

V) En el caso que algunas de las unidades generadoras hayan sido excluidas de la remuneracin por potencia firme por efecto del procedimiento descrito en el literal a)-II)-2) del presente artculo, se deber recalcular el factor de Reserva Firme.

e) El Margen de Reserva para cada sistema elctrico, ser fijado por el Ministerio cada 4 aos o en el momento que ocurra un cambio sustancial en la oferta o demanda elctrica. Para fijar el Margen de Reserva se deber considerar criterios de seguridad, confiabilidad y economa en el abastecimiento de la demanda elctrica a nivel de alta y muy alta tensin.


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El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Artculo 113.- Los Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema de cada unidad o central generadora sern determinados segn los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento de Determinacin de los Ingresos Adicionales por Potencia Generada:

I) Se fijan los Factores de Distribucin Horaria del Precio de Potencia para cada una de las horas del da de todo el ao. Estos factores pueden ser clasificados por das laborables y no laborables, y por meses de avenida y estiaje.

Los Factores de Distribucin Horaria del Precio de Potencia estn en funcin de la Probabilidad de Prdida de la Demanda en cada hora (PPD). El Ministerio fijar dichos factores, cuya vigencia no podr ser inferior a 4 aos, basado en criterios de eficiencia y en la PPD de un sistema de generacin econmicamente adaptado. La fijacin de los nuevos valores se efectuar con una anticipacin no menor de un ao a su entrada en vigencia.

II) El Factor de Ingresos Horarios de Potencia es igual al producto de la Generacin Horaria del periodo en evaluacin, por el Factor de Distribucin Horaria del Precio de Potencia y por el factor de Prdida de la Barra definido en el artculo 127 del Reglamento.

III) El factor constante del Precio Horario de Potencia es igual al cociente del monto anual del Ingreso Adicional por Potencia Generada definido en el literal c)-I) del artculo 111 del Reglamento, entre el Factor de Ingresos Horarios de Potencia.

IV) El Precio Horario de Potencia en cada intervalo de tiempo y en cada barra es igual al producto del factor constante del Precio Horario de Potencia por el factor de Prdida de la Barra y por el Factor de Distribucin Horaria del Precio de Potencia en ese intervalo.

V) La Potencia Despachada por cada unidad generadora en cada intervalo de tiempo, durante el periodo de clculo, es el resultado de la operacin de las centrales segn lo dispuesto por el COES.

VI) El Ingreso Adicional por Potencia Generada de cada unidad generadora, es igual a la suma de sus Ingresos Adicionales Horarios durante el periodo de clculo. El Ingreso Adicional Horario de cada unidad, es igual al producto de su Potencia Despachada en esa hora por el Precio Horario de Potencia en la barra respectiva.

VII) El Ingreso Adicional por Potencia Generada de cada generador, es igual a la suma de los Ingresos Adicionales de sus unidades generadoras.

b) La distribucin del Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema es de periodicidad anual, entre el 1 de mayo y el 30 de abril, siendo de carcter provisional las distribuciones mensuales de los Ingresos Adicionales, las que debern ser ajustadas al momento de efectuar la liquidacin anual.

El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Dichos procedimientos deben contener los principios bsicos de la metodologa de clculo, entre ellos la determinacin del Precio Horario de Potencia que distribuya el monto anual del Ingreso Adicional entre las unidades de generacin despachadas y considere el efecto de la red de Transmisin. Artculo 121.- El COES deber comunicar al Ministerio, la Comisin y al OSINERG, las modificaciones que efecte al Estatuto. Los cambios que introduzca en los modelos matemticos y programas destinados a la planificacin de la operacin y al clculo de los costos marginales, cindose a lo dispuesto en el Artculo 55 de la Ley, deber comunicarlos a la Comisin.


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Los modelos a aplicarse para el clculo tarifario, sern aquellos que hayan sido presentados a la Comisin con una anticipacin de 6 meses a las fechas sealadas en el Artculo 119 del Reglamento, y no hayan sido observados por sta ltima. La Comisin podr definir los modelos matemticos que el COES deber usar en los clculos de los precios de barra de potencia y energa, debiendo comunicarlos con la misma anticipacin sealada en el presente prrafo. En los casos en que el COES deba proponer procedimientos al Ministerio, corresponde a este aprobarlos. A falta de propuesta, o cuando el Ministerio formule observaciones a dichos procedimientos y stas no hayan sido subsanadas a satisfaccin del Ministerio, corresponder a ste establecer los procedimientos respectivos dentro de los mrgenes definidos en la Ley y el Reglamento. Artculo 126.- La Anualidad de la Inversin a que se refiere el inciso e) del Artculo 47 de la Ley, as como el Precio Bsico de la Potencia a que se refiere el inciso f) del Artculo 47 de la Ley, sern determinados segn los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Bsico de la Potencia:

I) Se determina la Anualidad de la Inversin a que se refiere el inciso e) del Artculo 47 de la Ley, conforme al literal b) del presente artculo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estndar;

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operacin y Mantenimiento estndar, considerando la distribucin de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho Costo se expresa como costo unitario de capacidad estndar;

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estndar, es igual a la suma de los costos unitarios estndares de la Anualidad de la Inversin ms la Operacin y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden;

IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estndar por el factor de ubicacin. El factor de ubicacin es igual al cociente de la potencia estndar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determinan los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y

VI) El Precio Bsico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden.

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversin: I) La Anualidad de la Inversin es igual al producto de la Inversin por el factor de

recuperacin de capital obtenido con la Tasa de Actualizacin fijada en el Artculo 79 de la Ley, y una vida til de 20 aos para el equipo de Generacin y de 30 aos para el equipo de Conexin.

II) El monto de la Inversin ser determinado considerando:

1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importacin que le sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y,

2) El costo de instalacin y conexin al sistema. III) Para el clculo se considerarn los tributos aplicables que no generen crdito fiscal.

c) La Comisin fijar cada 4 aos la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia econmica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.


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La Comisin definir los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Artculo 135.- El Ingreso Tarifario para el Sistema Principal de Transmisin, a que se refiere el Artculo 60 de la Ley, ser calculado para cada tramo por el respectivo COES, mediante el siguiente procedimiento: a) Determinar la energa y la potencia mxima en la barra de retiro; b) Determinar el monto total que resulte de valorizar toda la energa y la potencia mxima

en la barra de retiro, aplicando las respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el peaje unitario;

c) Determinar la energa y la potencia mxima en la barra de entrega; d) Determinar el monto total que resulte de valorizar toda la energa y la potencia mxima

en la barra de entrega, aplicando las respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el peaje unitario;

e) El Ingreso Tarifario por Energa ser igual a la diferencia resultante de los montos correspondientes al transporte de energa obtenidos en los incisos d) y b), siempre que dicha diferencia sea positiva. En caso de ser negativa, el Ingreso Tarifario ser igual a cero; y,

f) El Ingreso Tarifario por Potencia ser igual a la diferencia resultante de los montos correspondientes al transporte de potencia obtenidos en los incisos d) y b), siempre que dicha diferencia sea positiva. En caso de ser negativa, el Ingreso Tarifario ser igual a cero.

El Ingreso Tarifario del Sistema Principal de Transmisin, es igual a la suma de los Ingresos Tarifarios por Energa y Potencia de todos los tramos que constituyen dicho sistema. El Ingreso Tarifario de cada titular del Sistema Principal de Transmisin, es igual a la suma de los Ingresos Tarifarios de los tramos que conforman su red de transmisin. El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Artculo 136.- El Ingreso Tarifario Esperado Total del Sistema Principal de Transmisin requerido para cada fijacin de las tarifas de transmisin, ser propuesto por el COES a la Comisin, para los siguientes doce meses, siguiendo el procedimiento previsto en el artculo precedente y empleando la misma informacin y supuestos utilizados para el clculo de las Tarifas en Barra. El Ingreso Tarifario Esperado ser expresado en doce cuotas iguales, considerando la tasa definida en el artculo 79 de la Ley. La Comisin fijar el Ingreso Tarifario Esperado y sus frmulas de reajuste en la misma forma y oportunidad que el Peaje de Conexin. El Ingreso Tarifario Esperado de cada Transmisor Principal le ser pagado mensualmente por los generadores en proporcin directa de sus Ingresos por Potencia definidos en el artculo 109 del Reglamento. El saldo resultante de la Transferencia Total por Energa, como consecuencia de la aplicacin del Artculo 107 del Reglamento, originado por el uso de la red de transmisin calificada como parte del Sistema Principal de Transmisin ser asignada a los generadores en funcin de sus Ingresos por Potencia. Los pagos a que se refieren los prrafos anteriores se harn efectivos dentro de los siete (7) das calendario siguientes a la notificacin de la liquidacin mensual practicada por el COES.


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El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Artculo 137.- El Peaje por Conexin ser obtenido deduciendo del Costo Total de transmisin el Ingreso Tarifario Esperado Total para el Sistema Principal de Transmisin, determinado conforme a lo establecido en el Artculo precedente. El Peaje por Conexin Unitario, empleado para la determinacin del Precio de la Potencia de Punta en Barra sealado en el inciso h) del artculo 47 de la Ley, ser igual al cociente entre el Peaje por Conexin y la Mxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. El Peaje por Conexin ser expresado en doce cuotas iguales, considerando la tasa definida en el artculo 79 de la Ley. La Comisin fijar el Peaje de Conexin Unitario y el Peaje por Conexin, as como sus frmulas de reajuste a que se refiere el Artculo 61 de la Ley. El Peaje por Conexin de cada Transmisor Principal le ser pagado mensualmente por los generadores en proporcin a la recaudacin por Peaje por Conexin, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.

El COES determinar mensualmente la recaudacin Total por Peaje por Conexin, segn el siguiente procedimiento:

a) Se determina la Mxima Demanda Coincidente entregada a los clientes atribuibles a cada

generador, segn lo dispuesto en el literal a)-II) del artculo 111 del Reglamento; b) Se reajusta el Peaje por Conexin Unitario segn las frmulas de reajuste que fije la

Comisin; c) La recaudacin por Peaje por Conexin para un generador, ser igual al mayor de los

siguientes valores: I) La suma del producto de la Mxima Demanda Coincidente entregada a cada uno de

sus clientes, por el Peaje por Conexin Unitario; II) La recaudacin real por Peaje por Conexin que ser proporcionada por cada

generador al COES con carcter de declaracin jurada; d) Los generadores que abastecen a un cliente en forma simultnea, debern desagregar la

recaudacin por Peaje por Conexin de su cliente en proporcin a su compromiso de potencia.

La recaudacin total por Peaje por Conexin al sistema, es igual a la suma de las recaudaciones totales por Peaje por Conexin de todos los generadores.

El Saldo por Peaje por Conexin de cada generador, es igual a la diferencia entre la recaudacin por Peaje por Conexin menos el Peaje por Conexin que le corresponde pagar segn la metodologa de los prrafos que anteceden. Este saldo ser compensado a los generadores segn el procedimiento definido en el artculo 111 del Reglamento.

El COES propondr al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo.

Artculo 139.- Las compensaciones a que se refiere el Artculo 62 de la Ley, sern calculadas para cada tramo y se abonarn a sus propietarios segn lo convenido por las partes, o, de ser el caso, de acuerdo a lo que resuelva la Comisin. Las compensaciones sern asumidas en proporcin a la potencia de punta anual retirada en cada barra.


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El peaje de transmisin del Sistema Secundario a que se refiere el artculo 128 del Reglamento, es igual a la diferencia entre el costo medio previsto en el artculo 49 de la Ley y el Ingreso Tarifario Esperado del Sistema Secundario de Transmisin para un horizonte de largo plazo. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energa o potencia transportada actualizada, segn corresponda.

La Comisin, en la oportunidad en que fija las tarifas del Sistema Principal de Transmisin, fijar y publicar el respectivo peaje secundario unitario y su correspondiente frmula de reajuste. La Comisin definir los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo. Artculo 140.- La dirimencia a que se refiere el inciso a) del artculo 22 del Reglamento, podr ser solicitada a la Comisin por los propietarios o usuarios de los sistemas secundarios de transmisin o distribucin, sean estos empresas de generacin, transmisin, distribucin o usuarios no regulados. La Comisin establecer mediante Resolucin los correspondientes requisitos, criterios y procedimientos a considerar para la presentacin y solucin de las solicitudes de dirimencia. Artculo 201.- ... c) ...

V) No efectuar los pagos por Transferencias y Compensaciones dispuestas por el COES.

... h) Por variar las condiciones de suministro sin autorizacin previa del OSINERG, o sin

haber dado el aviso a que se refiere el artculo 87 de la Ley; ... p) Por incumplimiento de las normas y disposiciones emitidas por el Ministerio, la

Direccin, el OSINERG y la Comisin.

Artculo Segundo.- El procedimiento de transicin a que se refiere la Segunda Disposicin Transitoria de la Ley N 26980 tendr una vigencia de 4 aos, contados a partir del 1 de mayo de 1999. Las Centrales sujetas al procedimiento de transicin son aquellas que a la fecha de publicacin de la citada Ley, se encontraban interconectadas y operando en un COES. El procedimiento de transicin consta de las siguientes partes:

a) Se determina el Ingreso Anterior de cada unidad generadora de la siguiente

manera: I) Se determina la potencia firme de las unidades generadoras con el procedimiento que

se encontraba vigente a la fecha de publicacin del presente Decreto Supremo. II) Se procede a valorizar la potencia firme obtenida en el numeral anterior, segn el

procedimiento de Determinacin de los Ingresos Garantizados por Potencia Firme, de acuerdo a lo dispuesto en el artculo 112 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas. Para este caso, se considera que la Potencia Firme Remunerable de cada unidad generadora es igual a su Potencia Firme. Al valor resultante se le denominar Ingreso Anterior.

b) Se determina el Ingreso Nuevo de cada unidad generadora de la siguiente manera:

I) Se determina la potencia firme de las unidades generadoras con el procedimiento establecido en el artculo 110 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas;


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II) Se procede a valorizar la potencia firme obtenida en el numeral anterior, segn lo dispuesto en el artculo 112 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas. Al valor resultante se le denominar Ingreso Nuevo.

c) Los montos mensuales del Ajuste Transitorio sern determinados segn el siguiente procedimiento:

I) Para cada unidad generadora se determina el Efecto Bruto como la diferencia de su Ingreso Nuevo menos su Ingreso Anterior. Las unidades cuyo Efecto Bruto sea positivo, se denominarn Aportantes y en las que sea negativo se denominarn Acreedoras.

II) Las unidades cuyo Efecto Bruto sea positivo y supere el 2% del Ingreso Anterior estarn sujetas al procedimiento transitorio y aportarn a la Cuenta de Ajuste como mximo la diferencia entre su Ingreso Nuevo menos el 102% de su Ingreso Anterior.

III) Las unidades cuyo Efecto Bruto sea negativo e inferior al -2% del Ingreso Anterior, estarn sujetas al procedimiento de transicin y sern acreedoras de la Cuenta de Ajuste hasta un mximo igual a la diferencia entre el Ingreso Nuevo menos el 98% del Ingreso Anterior, siempre que tengan contratos con el mercado regulado por un mnimo del 10% de su potencia firme.

IV) En caso que las Acreencias a que se refiere el numeral III) que antecede, sean inferiores a los Aportes definido en el numeral II) que antecede, se elevar el lmite de retencin del 2% para las Aportantes hasta que el nuevo Aporte Total iguale al total de las Acreencias.

V) El factor de reparto de la Cuenta de Ajuste para las unidades Acreedoras, ser igual a la suma del valor absoluto de su acreencia ms el producto de su potencia contratada con el mercado regulado por el precio bsico de la potencia en el mes de evaluacin. La potencia contratada con el mercado regulado de una empresa ser asignada entre sus unidades generadoras en proporcin a su potencia firme. El factor de reparto total de la Cuenta de Ajuste es igual a la suma de los factores de reparto de todas las unidades acreedoras.

VI) El Ajuste Transitorio para las unidades generadoras Aportantes, ser igual al negativo del dinero aportado a la Cuenta de Ajuste.

VII) El Ajuste Transitorio para las unidades generadoras Acreedoras, ser igual al

producto del dinero total disponible en la Cuenta de Ajuste por el factor de reparto de la unidad y dividido entre el factor de reparto total de la Cuenta de Ajuste.

VIII) Al valor de la Transferencia de Potencia obtenido en el artculo 109 del

Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, se agregar el monto resultante del Ajuste Transitorio.

d) Para efectos de la aplicacin del presente artculo, el factor por Incentivo al

Despacho ser igual a cero. El Ministerio definir los procedimientos complementarios para la aplicacin de este

artculo.

Artculo derogado por D.S. N 025-2001-EM publicado el 2001-05-30

Artculo Tercero.- Fjese los factores por Incentivo al Despacho y por Incentivo a la Contratacin a que se refiere el literal d) del artculo 111 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, segn lo siguiente:

Periodo Factor por Incentivo al Despacho

Factor por Incentivo a la Contratacin


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Primer ao 0 5% Segundo ao 0 4% Tercer ao 0 3% Cuarto ao 0 2% Quinto ao 10% 2% Sexto ao 20% 2%

Stimo ao y siguientes 30% 0%

Artculo 3.- Fjese los factores por Incentivo al Despacho y por Incentivo a la Contratacin a que se refiere el inciso d) del Artculo 111 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, segn lo siguiente: Perodo Factor por incentivo Factor por Incentivo a al Despacho la Contratacin Primer ao 0% 5% Segundo ao 0% 4% Tercer ao 0% 3% Cuarto ao 0% 2% Quinto ao 0% 2% Sexto ao 20% 2% Stimo ao y siguientes 30% 0% Texto del artculo segn D.S. N 004-2003-EM del 2003-02-20

Artculo Cuarto.- Las modificaciones de los artculos 103, 109, 110, 111, 112, 113, 136 y 137 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas a que se refiere el artculo primero del presente Decreto Supremo, se aplicarn a partir del 1 de mayo de 1999, salvo lo dispuesto en la Cuarta Disposicin Transitoria del presente Decreto Supremo.

Artculo Quinto.- El presente Decreto Supremo ser refrendado por el Ministro de Energa y Minas.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Primera.- El COES adecuar los siguientes procedimientos y los presentar al

Ministerio de Energa y Minas para su aprobacin, segn el cronograma que se detalla: a) Procedimientos de transferencia de potencia: 3 meses contados a partir de la fecha

de publicacin del presente Decreto Supremo. b) Procedimientos de transferencia de energa: 6 meses contados a partir de la fecha

de publicacin del presente Decreto Supremo. c) Procedimientos de operacin: 9 meses contados a partir de la fecha de publicacin

del presente Decreto Supremo.

Segunda.- El periodo de vigencia de la primera fijacin de los Factores de Distribucin Horaria del Precio de Potencia a que se refiere el artculo 113 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, ser de 8 aos.

Tercera.- Los procedimientos sobre transferencias de potencia y energa, as como

compensaciones por el uso del Sistema Principal de Transmisin, vigentes a la fecha de


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publicacin del presente Decreto Supremo, continuarn aplicndose hasta el 30 de abril de 1999.

Cuarta.- El COES y la Comisin de Tarifas Elctricas, para la fijacin de las tarifas de

transmisin correspondientes a mayo de 1999, emplearn los procedimientos definidos en los artculos 136 y 137 a que se refiere el Artculo Primero del presente Decreto Supremo.

Quinta.- El Margen de Reserva Firme Objetivo, definido en el artculo 126 a que se

refiere el Artculo Primero del presente Decreto Supremo, para las fijaciones de las tarifas de barra comprendidas en el periodo mayo de 1999 a octubre del 2000, ser igual a 19% y 9.5% para el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) y Sistema Interconectado Sur (SIS), respectivamente. La Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta para el mismo periodo ser igual a 5% para ambos sistemas elctricos.

Dado en la Casa de Gobierno, en Lima, a los diecinueve das del mes de marzo de mil

novecientos noventa y nueve.

ALBERTO FUJIMORI FUJIMORI Presidente Constitucional de la Repblica DANIEL HOKAMA TOKASHIKI Ministro de Energa y Minas

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