Resolución Nº 001/09/OS - Procedimientos para la compensación de los costos variables y de los retiros de contratos

Articulo 1.- Aprobar la Norma "Procedimiento para Compensaci6n de los Costos Variables Adlctonales y de los Retires Sin Contrato", vigente por el penodo sefialado en e! Articulo 5 del Decreto de Urgencia N° 049-2008,

Articulo 2.- Incorp6rese ellnforme N° 0015-2009-GART, Anexo, como parte integrante de la presente resolucion.

Articulo 3.- Dejese sin efecto a partir del 01 de enero de 2009 las Resoluciones OSINERGMIN N° 568-2008-0SfCD Y N° 589-2008-0SfCD,

Articulo 4.- La presente Resoluci6n debera ser publicada en el Diario Oficial EI Peruano y conelqnada. conjuntamente con su Anexo, en la paqina Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe. ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Conse]o Directive EXPOSICI6N DE MOTIVOS EI Decreto de Urgencia N° 049-2008, "Decreto de Urgencia que Asegura Continuidad en la Prestaci6n del Servicio Electrico", dicta medidas aplicables entre el 01 de enero de 2009 y el 31 de diciembre de 2011 para la determinaci6n de los costos marginales en el mercado de corto plazo admtnistrado por el Comite de Operacton Economica del Sistema (COES), unificando los dlversos tratamientos emitidos a la fecha sobre el mismo. tales como la Ducdecima Disposici6n Complementaria Final de la Ley N° 28832, el Decreto de Urgencia N° 046-2007, el Decreto Leqislativo N° 1041 Y el Decreto de Urgencia N° 037-2008, EI mencionado Decreto de Urgencia N° 049-2008 estabfece. entre otros, que durante su vigencia: i) los costos marginales de corto plazo se determinaran considerando que no existe restricci6n de producci6n 0 transporte de gas natural ni de transmisi6n de electricidad, no pudiendo exceder el valor limite que se fije por Resoluci6n Ministerial, y ii) se asiqnaran los retiros sin contrato destinados al suministro de los Usuarios Regulados en funci6n de la energia firme eflclente de las centrales de qeneracion electnca, valonzandolos a Precios en Barra Astmfsmo, e! Paqina 104 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica mencionado Decreta de Urgencia N° 049-2008, complementa estas disposiciones con el estableclmfento de compensactones que seran tncorporadas como parte del Peaje par Conexi6n at Sistema Principal de Transmisi6n. Adicionalmente, como consecuencia de las derogatorias que supone el Decreta de Urgencia N° 049-2008, de parte del Decreta Leqislativo N° 1041 Y del Decreta de Urgencia W 046- 2007, corresponde dejar sin efeeto algunas normas aprobadas par OSINERGMIN vinculadas a los mismos y dictar las medidas pertinentes para reconocer cualquier saldo moneta rio que de elias se de riven a! 31 de diciembre de 2008. EI Articulo 4 del Decreta de Urgencia N° 049-2008. dispone que OSINERGMIN aprobara las disposiciones necesanas para la aplicacicn del rnismo desde que inicie su vlqencta. De esta manera. se acredita la necesidad de aprabar la norma que de cumplimienta al Decreta de Urgencia N° 049-2008 sienda que. par la urgencia de su aprabaci6n. se Ie exanera de prepublicaci6n. Por las razones senaladas precedentemente. la resoluci6n materia de la presente exposici6n de motivos cumple con los objetivos Indicados. ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGiA Y MINERiA Norma Procedimiento para Compensaci6n de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros Sin Contrato Enero de 2009 NORMA PROCEOIMIENTO PARA COMPENSACION DE LOS COSTOS VARIABLES ADICIONALES Y DE LOS RETIROS SIN CONTRATO

Articulo 1. DEFINICIONES Para efectos de esta norma se emplean las siguientes definiciones: 1.1 Agentes: Denominaci6n qenerica dada al conjunto de Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres. 1.2 Ario Tarifario: Pertodo comprendida entre e! 01 de mayo haste e! 30 de abril del siguiente ano. 1.3 Barra: Es aque! punta del sistema electrtco preparado para entreqar y/o retirar energia electrica. 1.4 Barras de Transferencia: Tiene la definici6n contenida en el Procedimiento Tecnico N° 10 del COESSINAC. 1.5 Cargo Unitario por CVOA-CMg: Cargo unitario expresado en Nuevas Sales por kW al mes que se publicara en la Resoluci6n que establezca los Precios en Barra como parte integrante del Peaje por Conexi6n al Sistema Principal de Transmision. Corresponde a la compensaci6n a que se refiere el numeral 1,3 del Articulo 1 del Decreta de Urgencia N° 049-2008, Paqina 105 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica 1.6 Cargo Unitario per CVOA-RSC: Cargo unitario expresado en Nuevos Soles per kW al mas que 58 publicara en la Resoluclon que establezca los Precics en Barra como parte inteqrante del Peaje par Conexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n. Corresponde a la compensaci6n a que se refiere el segundo parrafo del Articulo 2 del Decreta de Urgencia N° 049-2008. 1.7 COES: Comite de Operaci6n Economica del SEIN. 1.8 Restricci6n: Limitaci6n de producci6n 0 transporte de gas natural y/o limitaci6n de transmtelon de electricidad. 1.9 Costo Marginal de Corta Plazo: Valor calculado par el COES para efeetos de las transferenctas de enerqia, constderando 10 establecido en 10$ numerates 1.1 y 1.2 del Articulo 1 del Decreto de Urgencia N° 049-2008. 1.10 Costos Variables: Son los determinados de acuerdo con el Procedimiento Tecntco N° 33 del COES-SINAC "Reconocimiento de Costos Eficientes de Operaci6n de las Centrales Termoelectricas del COES". 1.11 CVOA-CMg Estimados: Compensaci6n estimada en un Anc Tarifario por aplicaci6n del Articulo 1 del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determlnada de acuerdo con 10 sefialado en e! numeral 5.1. 1.12 CVOA.CMg Incurridos: Compensactcn en un mas por aplicacion del Articulo 1 del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con 10 sefialado en el numeral 5.3. 1.13 CVOA-RSC Estimados: Compensaci6n estimada en un Anc Tarifario por aplicaci6n del Articulo 2 del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con 10 sefialado en el numeral 6.1. 1.14 CVOA·RSC Incurridos: Compensaclon en un mes per aplicacion del Articulo 2 del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con 10 sefialado en el numeral 10.1. 1.15 Energia Firme Anual (EFA): Energia Firme a que se reftere e! numeral 6 del Anexo de la Ley de Concesiones Electricas, aprobado por Decreto Ley N° 25844. 1.16 Energia Firme Eficiente Anual (EFEA): Energia Firme Anual de cada Generador que resulta luego de ordenar las EFA de las centrales de qeneracion en base a sus costos variables hasta cubrir la demanda anual. conforme se establece en el numeral 7.1 del Articulo 7. 1.17 Factores de Proporclon: Factores per medio de los cuales se deterrninara la proporclon de la asiqnacion de los retires de potencta y enerqta sin contratos a cada uno de los Generadores. 1.18 GART: Gerencia Adjunta de Requlacion Tarifaria de OSINERGMIN. 1.19 Generador Excedentario: Generador que tiene un Saldo de Energia Anual positive. 1.20 Generador Deficitaric: Generador que tlene un Saldo de Energia Anual neqativo. 1.21 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversi6n en Energia y Mineria. 1.22 Saldo de Energia Anual: Resultado de restar, para cada Generador. la Energia Firme Eficiente Anual menos las Ventas de Energia por Contrato. 1.23 SEIN: Sistema Electrico tnterconectado Naclonal. Paqina 106 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica 1.24 Usuario: Consumidor final de electrtctdad locauzado en el Peru y que se encuentra dentro del SEIN. Comprende tanto a los Usuarios Libres como a los Usuarios Regulados. 1.25 Ventas de Energia par Contrato: Corresponde a las ventas anuales de energia de cada Generador a traves de contratos con Distribuidores y/o Clientes Libres.

Articulo 2. OBJETIVO 2.1 Establecer la forma, responsabilidades. secuencia y calculos que se deben seguir a fin de trasladar a los Usuarios. las compensaciones a que se refieren los Artfculos 1 y 2 del Decreta de Urqencla N° 049-2008. 2.2 La presente norma se apltcara durante el periodo fijado en el Decreta de Urgencia N° 049-2008.

Articulo 3 BASE LEGAL * Decreto de Urgencia N° 049-2008: Decreto de Urgencia que Asegura Continuidad en la Prestaclon del Servicio Electnco. * Ley N° 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6n Electrica. * Decreto Ley N° 25844: Ley de Concesiones Electricas. * Decreto Supremo N° 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas. * Decreto Supremo N° 054-2001-PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria - OSINERGMIN. * Resoluci6n Ministerial N° 607-2008: Determinan el Valor Limite de los Costos Marginales de Corto Plazo del SEIN. * Resoluci6n OSINERGMIN N° 776-2007-0S/CD: Texto untcc Ordenado de la Norma "Procedimientos para Fijaci6n de Precios Regulados". * Resotucton Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Tecntco N° 02 del COES-SINAC "Programaci6n de la Operaci6n Diaria del Sistema Interconectado Nacional". * Resoluci6n Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Tecnico N° 07 del COES-SINAC "Calcufo de los Costas Marginales de Energia de Corto Plazo". * Resoluci6n Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Tecntco N° 10 del COES-SINAC 'Valortzacion de las Transferencias de Energia Active entre Generadores Integrantes del COES". * Resoluci6n Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Tecntco N° 13 del COES-SINAC "Determinacion de la Energia Firme de las unidades generadoras de las Empresas Integrantes del COES" * Resoluci6n Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Tecnico N° 15 del COES-SINAC 'Valortzacion de Transferencia de Energia Reactiva entre integrantes del COES". * Resoluci6n Ministerial N° 232-2001: Procedimiento Tecnico N° 23 del COES "Compensaciones al Sistema de Principal de Transmisi6n". Paqina 107 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica * Resoluci6n Ministerial N° 322-2001: Procedimiento Tecnico N° 27 del COES-SINAC "Eqresos par Compra de Potencia". * Resoluci6n Ministerial N° 516-2005-MEM/DM: Procedimiento Tecnico W 32 del COES- SINAC "Crfterfos y Metodologia para la Programaci6n de la Operaci6n de Corta Plaza de las Centrales de Generaci6n del COES". * Resoluci6n Ministerial N° 516-2005-MEM/DM: Procedimiento Tecnico N° 33 del COES- SINAC "Reconocimtento de Costas Eficientes de Operaclon de las Centrales termoelectrtcos del COES"" En todos los casas, $8 tnctuven las normae modificatorias, complementanas. eustltutortas y conexas a los dispositivos citados.

Articulo 4. DISPOSICIONES GENERALES 4.1. La asignaci6n de los retiros de potencia y energia sin contratos del mercado regulado, asi como, sus transferencias asociadas, las efectuara mensualmente el GOES, aplicando los criterios y valorizaciones previstos en la presente norma, 4,2, las empresas distribuidoras con retiros de potencia y energia sin contrato para el mercado regulado, proporcionaran al GOES, 0 al generador que el GOES disponga, la informaci6n de enerq!a actlva, reactive y potencta de estos retires, en las formes establecldas por e! GOES, dentro de los primeros tres (3) dias calendario del mes correspondiente. 4,3, las divergencias 0 controversias que puedan presentarse por aplicaci6n de la presente norma, se sujetan a 10 dispuesto por el Articulo 14, inciso k). de la ley N° 28832, en 10 que resulte aplicable. 4,4, los Factcres de Proporcion se calcularan en e! primer mes de cada afio calendaric, con la EFEA que resulta de cubrir la demanda prevista de energia anual con la EFA de las centrales generadoras existentes y aquellas cuya puesta en operaci6n este prevista de producirse haste antes del 31 de dlctembre de dicho ano. 4,5, las empresas de generaci6n de electricidad, facturaran a las empresas distribuidoras de electricidad los retiros de potencia y energia sin contratos del SEIN y los correspondientes cargos par transmtelon de acuerdo a los tactores de proporclon previstos en el numeral 7,2 de la presente norma, 4,6, las empresas generadoras remitiran las facturas sefialadas en el numeral anterior despues que e! GOES emtta ta valorizacion mensual de las transferenclas de potencla y enerq!a en los puntos donde se inician las instalaciones de las empresas de distribucion. EI plazo para efectuar el pago por parte de las distribuidoras, sera no mayor a catorce (14) dias calendario de recibidas dichas factures. EI venclmtento del plazo senalado, cuando e! ultimo dia es inhabit, corresponde al primer dla habil siquiente. 4,7, Si las facturas no fueran canceladas ni observadas antes de su fecha de vencimiento. e! qenerador estara facultado a aplicar los Intereses a que se reftere e! Articulo 176 del Reglamento de la ley de Concesiones Electricas, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM, hasta la oportunidad en que se realice el pago del monto adeudado. 4,8, OSINERGMIN ftscalizara el cumplimiento de la presente norma, CAPiTULO PRIMERO Paqina 108 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica Asignaci6n de los Costas Variables de Operaci6n Adicionales

Articulo 5. MECANISMO PARA TRASLADAR LOS CVOA-CMg EI mecanisme para trasladar los CVOA-CMg comprende las siguientes etapas: 5.1. CVOA-CMg Estimados AI inicio de cada proceso de Fijaci6n de Precios en Barra, es decir. en el plazo serialado en e! item a del Anexo A del Texto Unico Ordenado de ta Norma "Procedirnientos para Fijaci6n de Precios Regulados", aprobado mediante Resoluci6n OSINERGMIN W 775-2007-0S/CD, el COES remitira a la GART un Informe Tecnico con su propuesta de CVOA-CMg Estimados para el honzonte de tlempo remanente entre ta entrada en vigen cia del Aria Taritario y e! fin de vigencia del Decreta de Urgencia N° 049-2008, considerando 10 siguiente: a) Dos escenarios: Despacho econ6mico con presencia de Restricci6n que intente simular 10 mejor posible la operaci6n 6ptima futura del SEIN y despacho econ6mico sin presencia de Restriccion. para 10 cual utilizara las herramientas computacionales que emplea para la Programaci6n de Mediano Plazo, considerando como minima etapas mensuales y tres bloques horarios por cada etapa. b) Determinaci6n de los costos marginales asociados al despacho econ6mico sin presencia de Restriccton. c) Identificaci6n de las unidades de generaci6n termica, con excepci6n de generaci6n adicional a la que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008, cuyo Costo Variable sea superior al costa marginal calculado de acuerdo alliteral anterior, est como la energia despachada por cada una de elias, por etapa y bloque horario para el escenario con presencia de Restriccion. d) Por cada central identificada en el paso previo, se calcufara el producto de la energia despachada por ta diferencia entre su Coste Variable y e! costo marginal calculado de acuerdo a! literal b), por etapa y bloque horatio. e) Los CVOA-CMg Estimados se obtendran como ta suma de los valores obtenidos en el paso previa por cada mes y cada qenerador. 5.2. Asignaci6n de los CVOA-CMg Los CVOA-CMg Estimados seran incorporados en el Peaje por Conexi6n Unitario al Sistema Principal de Transmisi6n (PCSPT) como Cargo Unitario por CVOACMg, 5.3. CVOA-CMg Incurridos EI COES sequira el siguiente procedimiento: a) Cada dia se determinara el Costo Marginal de Corto Plazo con el modele matematico de optimizaci6n senalado en el Procedimiento Tecnico N° 32 del COES, utilizando la misma informaci6n y consideraciones utilizadas en la elaboraci6n del ultimo Programa de Operaci6n Diario para eete dra. de acuerdo con el Procedirniento Tecnico N° 02 del COES, y asumlendo disponibilidad ilimitada de gas natural para las unidades de generaci6n que utilicen dicho combustible y de capacidad de transporte del sistema de transmisfon. Dicho costa marginal no podra ser superior al valor limite que defina el Ministerio de Energia y Minas mediante Resoluci6n Ministerial, b) Para efectos del calculo de las transferencias mensuales de energia, la calificaci6n de las horae de operaclon de las unidades termless se reauzara con el despacho ejecutado. Los Paqina 109 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica CVOA-CMg Incurridos se determinaran teniendo en cuenta s610 las unidades termicas que despacharon y fueron cahficadas par potence - energia y/o par congestion del sistema de transmisi6n, conforme a 10 establecido en el Procedimiento Tecnico W 07 del COES, y con Costo Variable superior al Costo Marginal de Corta Plaza en su barra de inyecci6n. los GVOA-CMg no Incluiran compensaciones propias entre generadores que no tienen relaci6n con la Restricci6n, tales como las setialadas en el numeral 9.2 del Procedimiento Tecnico N° 33 del COES, ni incluira la generaci6n adicional a la que se refiere el Decreta de Urgencia N° 037-2008. c) Los CVOA-CMg lncurridos par un Generador se cafcularan mediante la siguiente formula: Q Costos = L [Eqj X (CV; - Cmq'' x fpqj)] si: (CV; - Cmg q x fpqj) > 0 Costos = 0; Donde: = Unidad termoelectrica que opere con Costo Variable superior al Costo Marginal de Corto Plazo en su barra de inyeccion. con excepcion de la qeneracion adicional a la que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008. q = Cada periodo de 15 minutos de la operacion de la unidad i. Q = Numero total de periodos q en que el costo variable de la unidad i fue superior al Costo Marginal de Corto Plazo. E = Energia inyectada por la unidad i en el periodo q. CV = Costo variable de la unidad i determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Tecnico N° 33 del COES, para el periodo q a compensar. Cmg = Costo Marginal de Corto Plazo para el periodo q. fp = Factor de perdidas marginales de energia en la Barra don de inyecta la unidad i durante el periodo q. d) La sumatoria de los CVOA-CMg Incurridos por los Generadores se denominara Monto Aelqnado por CVOA-CMg. 5.4. Transferencias Mensuales de Energia Dentro de las transterenctas mensuafes de enerqta, se consfderara 10 siquiente: Paqina 110 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica a) Utilizando el mecanisme establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Tecnico N° 23 del COES, los Generadores recaudaran, mensualmente. los rnontos correepondtentes a! Cargo Unitario par GVOA-CMg, en base a sus contratos de suministro de energia con Usuarios Libres y Distribuidores; edemas. esta recaudaci6n Incluira aquella que corresponda a las empresas que realizan retiros sin contratos de suministros, de acuerdo con la asignaci6n establecida par la presente norma 0 de la disposici6n legal que pudiera expedirse al respecto. A esta recaudaci6n se Ie adtcionara los aportes provenientes de los demas participantes del Mercado de Cotto Plaza par concepto del Cargo Unitario par CVOACMg. La recaudaci6n a que se refiere el presente literal se denomtnara Manto Recaudado par CVOA-CMg. b) EI COES transferira el Manto Recaudado par CVOA-CMg a los Generadores que hayan tncurrtdo en los CVOA-CMg, teniendo priortdad e! paqo pendlente de las transferenclas de meses anteriores por estos costos. En caso de exietir un sobrante, el COES llevara el control de estos montos a fin de ser utilizados en los meses donde el Monto Recaudado por CVOA-CMg sea menor al Monto Asignado por CVOA-CMg. c) EI COES es el encargado de lIevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado y el Monto Recaudado por CVOA-CMg para cada Ario Tarifario. Esta cantidad se denominara Saldo Neto Acumulado por CVOA-CMg. CAPiTULO SEGUNDO Asignacion de los Retires Sin Contrato

Articulo 6. ESTIMACION DE LOS COSTOS VARIABLES ADICIONALES DE LAS UNIDADES PARA CUBRIR LOS RETIROS SIN CONTRATO 6.1. Utilizando la informaci6n de la simulaci6n del escenario con presencia de Restricci6n del numeral 5.1, literal a), de la presente norma, el COES determinara 10 siguiente: a) Realizara una proyecci6n de los retiros sin contrato por eta pas y bloques horarios considerados en la referida simulaci6n. b) Ordenara las energias despachadas de las centrales en orden decreciente de sus Costos Variables hasta cubrir la energia de la demanda de los retiros sin contrato por eta pas y bloques horarios considerados. En el caso de las centrales hidroefectricas se considerara un costa iqual a cera. c) Por cada central identificada en el paso previo. se calcufara el producto de la energia despachada par la diferencia entre su Costo Variable y el Precio en Barra, por etapa y bloque horano, tentendo cutdado de no contabilizar las enarqias de las unldades de qeneracion termtca cuyo Costo Variable fue superior al Costo Marginal que fueron consideradas en el calculo senalado en el numeral 5.1 de la presente norma. d) Los CVOA-RSC Estimados se obtendran como ta suma de los valores obtenidos en el paso previa por cada mes y cada generador. Estos CVOA-RSC Estimados seran incluidos en el Informe Tecnico que contiene la propuesta de CVOA-CMg Estimados de acuerdo a 10 indicado en e! numeral 5.1 de ta presents norma. 6.2. Asignaci6n de los CVOA-RSC Estimados Los CVOA-RSC Estimados seran incorporados en el Peaje por Conexi6n Unitario al Sistema Principal de Transmisi6n (PCSPT) como el Cargo Unitario por CVOA-RSC.

Articulo 7 CALCULO DE LA EFEA Paqina 111 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica 7.1. Para el calcufo de la EFEA se constderara 10$ eiquientes pasos: 7.1.1. Para cada central generadora. incluyendo aquellas cuya puesta en operaci6n esta prevista de producirse hasta antes del 31 de diciembre del aria en proceso. se determinara la EFA Para este fin, se utilizara el Procedimiento Tecnico W 13 del COES-SINAC 0 el que 10 sustituya. 7.1.2. Se ordenaran todas las centrales generadoras de menor a mayor costo variable, tomando para ella 10$ coetoe variables utilizados en la ultima fijaci6n de Precios en Barra. En e! caso de las centrales hidroelectricas se considerara un costo igual a cera. 7.1.3. Se identificara a las centrales qeneradoras de menor costo variable cuya suma de sus EFA totalizan la demanda anual de energfa prevista para el afio en proceso. La EFA de las centrales generadoras identificadas con este procedimiento constituira la EFEA de cada una de elias. Para el caso de la central de mayor costa identificada para cubrir la demanda. la EFEA s610 corresponde a la parte de su EFA necesaria para cubrir la referida demanda. EI resto de centrales de mayor costa variable que la unidad que cubri6 la demanda. tend ran un EFEA igual a cero (0). 7.1.4. La EFEA de cada Generador sera igual a la suma de la EFEA de todas las unidades de sus centrales qeneradoras. 7.2. Para el calculo de los Factores de Proporci6n de cada Generador se utilizara 10 siquiente: 7.2.1. Para cada uno de los Generadores Excedentarios, el Factor de Proporci6n a ser utilizado sera igual a la participaci6n de su Saldo de Energia Anual sobre la suma de los Saldos de Energfa Anual de todos los Generadores. Max (SEAj,O) Fi= L Max (SEAj.O) Donde: n = Numero de Generadores SEA; = Saldo de Enerqla Anual del Generador i F, = Factor de Proporci6n del Generador i 7.2.2. Para cada uno de los Generadores Deficitarios, el Factor de Proporci6n sera igual a care.

Articulo 8. VALORIZACION DE TRANSFERENCIAS DE ENERGiA 8.1. En ta transferencta de enerqla, los retiros de enerqta sin contratos seran valorizados a Precios de Barra establecidos por OSINERGMIN y seran asignados a los generadores en proporci6n a los Factores de Proporci6n determinados de acuerdo al numeral 7.2 de la presente norma. En caso se presentase una variaci6n en estos precios por aplicaci6n de los factores de actualizaci6n en el rnes. se utilizara un precio promedio ponderado resultante de los dias correspondientes con un redondeo ados decimales. 8.2. A etectos de ta determinaci6n de las unidades a la que se reftere el segundo parrato del Articulo 2 del DECRETO, se considerara que la demanda de los retiros sin contrato es cubierta con las unidades mas caras que resulten del despacho. Para identificar a dichas unidades, para cede pertodo de 15 minutos, el COES ordenara las energias deepachadas de las centrales en Paqina 112 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica orden decreciente de sus Costas Variables hasta cubrir la energia de la demanda de los retires sin contrato. Dicha energia despachada sera descontada de las transferencias de energia valorizada al costo marginal de corto plaza y adicionada consfderandola al Precio en Barra en su respectiva barra de generaci6n. 8.3. Saldos econ6micos que resulten de la diterencia de la valorizaci6n de los retiros sin contratos y ta qeneracion que los cubre par la diferencia de preclos y costas marqtnales en las barras correspondientes, seran asignados a las empresas generadoras aplicando los factores de proporci6n determinados en el numeral 7.2 de la presente norma.

Articulo 9. VALORIZACION DE TRANSFERENCIAS DE ENERGiA REACTIVA, DE POTENCIA Y COMPENSACIONES DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION 9.1. Para la valorizaci6n de los retires de energia y potencia sin contratos en la transferencia de energia reactive, de potencia y de compensaci6n del Sistema Principal de Transmisi6n se consideraran los mismos criterios establecidos en el procedimientos tecntcos N° 15, N° 23, N° 27 del COES, 0 los que 10 sustituyan, perc considerando los Precios de Barra establecidos por OSINERGMIN y los factores de proporclon para aslqnacton entre los qeneradores de estos retires. En caso se presentase una variaci6n en estos precios por aplicaci6n de los factores de actualizaci6n en el mes. se utilizara un precio promedio ponderado resultante de los dias correspondtentes con un redondeo ados decimales.

Articulo 10 COMPENSACION DE LOS COSTOS VARIABLES ADICIONALES DE LAS UNIDADES QUE OPERA RON PARA CUBRIR LOS RETIROS SIN CONTRATO 10.1. Una vez identificada la producci6n mensual de energia activa por unidad y empresa de generaci6n, sequn el numeral 8.2, los CVOA-RSC Incurridos de las unidades se calcufaran mediante la siguiente formula: Si CVj>=CM9i,q CVOA - RSC = I: [Eqj x (Cmgjq - PB)] q-I Si CVj<CMg;,q CVOA - RSC = L IE', x (CV; - PB)] q=1 Donde: = Unidad que oper6 para cubrir los retiros sin contrato. q = Cada periodo de 15 minutes de la operaci6n de la unidad "i". PB = Precio en Barra establectdo por OSINERGMIN en la barra de inyecci6n E = Magnitud de la Energia inyectada por la unidad "f" en el periodo "q". que se determin6 de acuerdo at numeral 8.2 del presente Paqina 113 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica procedimiento. CV; = Coste variable de ta unidad "i" determtnado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Tecnico N° 33 del COES. para el periodo "q" a compensar. CMgi,q = Costo marginal en la barra de inyecci6n "i" en el periodo "q" 10.2. EI monte neto reeuttante como consecuencla de 10$ calculos efectuados conforme a! numeral anterior, constituye los CVOA-RSC Incurridos a compensar para dicho mes y se denominara Monto Asignado par CVOARSC. 10.3. Cuando los CVOA-RSC Incurridos resulten positives. los Generadores a los cuales se les ha asignado Retiros Sin Contrato paqaran el Manto Asignado par GVOA-RSC en proporci6n a los Factores de Proporci6n determinados par el COES sequn el numeral 7.2 de la presente norma. 10.4. Cuando los CVOA-RSC Incurridos resulten negativos, las unidades que operaron para cubrir los refires sin contrato paqaran dichas compensaciones. en proporci6n a los Factores de Proporci6n determinados por el COES sequn el numeral 7.2 de la presente norma, a los Generadores a los cuales se tee ha asignado Retires Sin Contrato. 10.5. Utilizando el mecanisme establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Tecntco N° 23 del COES, los Generadores recaudaran, mensualmente, los montos correspondientes a! Cargo Unitario por CVOA-RSC. en base a sus contratos de suministro de energia con Usuarios Libres y Distribuidores; edemas. esta recaudaci6n inclutra aquella que corresponda a las empresas que realizan retiros sin contratos de suminfstros, de acuerdo con la asignaci6n establecida por el COES. en cumplimiento del presente procedimiento. A esta recaudaci6n se Ie adicionara los aportes provenientes de los demas participantes del Mercado de Corto Plazo por concepto del Cargo Unitario por CVOA-RSC. La recaudaci6n a que se refiere el presente numeral se denomtnara Monto Recaudado por CVOA-RSC. 10.6. EI COES transferira el Monto Recaudado por CVOA-RSC a los Generadores que fueron asignados a cubrir los retires sin contrato de acuerdo al numeral 8.1 de la presente norma, teniendo prioridad el pago pendiente de las transferencias de meses anteriores por estos costos. En caso de existir un sobrante, el COES llevara el control de estos montos a fin de ser utilizados en los meses donde el Monto Recaudado por CVOA-RSC sea menor al Monto Asignado por CVOA- RSC 10.7. EI COES es el encargado de lIevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado por CVOARSC y el Monto Recaudado par CVOA-RSC para cada Ano Tarifario. Esta cantidad se denomtnara Saldo Neto Acumulado por CVOA-RSC.

Articulo 11. SANCIONES EI COES comunfcara los incumplimientos de los Agentes a la presente norma. a fin de aplicaree las sanctones correepondtentes. de ser el caso, de conforrnidad con 10 dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. Astmfsmo, los incumplirnientoe del COES a la presente norma, seran sanclonados de conformidad con 10 dispuesto en la citada Escala. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS PRIMERA.- Participaci6n de los Grandes Usuarios Libres en el Mercado de Carta Plaza Paqina 114 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica La participaci6n de los Grandes Usuaries Libres y los Distribuidores en el Mercado de Carto Plaza, estara sujeta a las condiciones y requteltos que establezca e! Reqlamento del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a 10 dispuesto en el Articulo 11 de la Ley N° 28832, ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6n Electrica. SEGUNDA.- Remisi6n de informacion a OSINERGMIN Diariamente, junto con el Programa Diario de Operacion. el COES remitira a OSINERGMIN los archivos electr6nicos que sustenten los calcufos senalados en el item a) del numeral 5.3. La informacion que permita verificar los calculos seFialados en el numeral 5.4 de la presente norma, sera remitida par el COES en la forma. medios y plazos que establezca la Norma "Formularies, Plazcs y Medlos para e! Suministro de Informacion de ta Operacton del Sistema Electrico Interconectado Nacional", aprobado por Resoluci6n OSINERG N° 235-2005-0S/CD. TERCERA.- Reajuste Trimestral de los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados De forma trimestral, el COES remitira a la GART un Informe Tecnico que contenga su propuesta de reajuste de los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados para el periodo de tiempo remanente entre la entrada en vigencia del reajuste trimestral y el fin de vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidos en el numeral 5.1 y en e! Articulo 6, as! como ta diferencia entre los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados e Incurridos. EI citado Informe debera ser remitido 15 dias habiles antes del reajuste trfmestral a que se refiere el parrafo siguiente. EI reajuste trimestral sera publicado en los plazos establecidos en la Norma "Precios a Nivel de Generaci6n y Mecanfsmos de Compensaci6n entre Usuarios Regulados", aprobada mediante Resoluci6n OSINERGMIN N° 180-2007-0S/CD. CUARTA:- Liquidaci6n de los Saldos Netos por CVOA-CMg y CVOA-RSC Acumulados La liquidaci6n de los Saldos Netas par CVOA-CMg y CVOA-RSC Acumufados, se realizara al final del Afio Tarifario. Si el Saldo Neto Acumulado resulta positive. correspondera un aumento en los CVOA Estimados para el pr6ximo Ano Tarifario, y si la diferencia es negativa, correspondera una dtsminucion en los CVOA Estimados para el proximo Ana Tarifario. DISPOSICIONES TRANSITORIAS PRIMERA.- Primer Informe Tecnicc del COES Los CVOA-CMg Y CVOA-RSC Estimados para la totalidad del periodo establecido en el Decreto de Urgencia N° 049-2008, seran incluidos mediante un Factor de Ajuste en el Peaje por Conexi6n a! Sistema Principal de Transmisi6n de acuerdo a los plazas establecidos en la Reeotucton OSINERGMIN N° 180-2007-0S/CD, Resoluctcn que aprueba la Norma "Prectos a Nival de Generaci6n y Mecanismos de Compensaci6n entre Usuarios Regulados". Para este efecto, el COES presentara a OSINERGMIN un Informe Tecnico considerando las premisas establecidas en e! numeral 5.1 de ta preeente norma, centro de los primeros quince (15) dras de enero de 2009. SEGUNDA.- Liquidaci6n del eno 2008 Los saldos correspondientes al ana 2008 producto de la aplicaci6n de la Norma "Procedirniento para Trasladar a los Usuaries de Electricidad los Costas Adlctonales par Congesti6n en el Ducto de Camisea", aprobada mediante Resoluci6n OSINERGMIN N° 568-2008- OS/CD, deberan ser incluidos dentro del Informe Tecnico al que se refiere la Primera Disposici6n Transitoria como parte de los CVOA-CMg Estimados. Paqina 115