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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe Nº 0164-2014-GART

Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación

Secundaria de Frecuencia”

Análisis de las Opiniones y Sugerencias Recibidas

Lima, marzo de 2014

OSINERGMIN Informe Nº 0164-2014-GART

Modificación del Procedimiento Técnico COES PR-22 i

Resumen Ejecutivo

El 16 de enero de 2014 mediante Resolución OSINERGMIN N° 005-2014-OS/CD se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano, del proyecto de resolución con la propuesta de modificación del Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” (en adelante “Propuesta de PR-22”).

En la Resolución OSINERGMIN N° 005-2014-OS/CD se otorgó un plazo de quince (15) días calendario para que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria. Asimismo, se convocó a una Audiencia Pública que se llevo a cabo el 23 de enero de 2014, donde se sustentó la Propuesta de PR-22 para los interesados.

En el referido plazo, se recibieron comentarios y sugerencias del COES, de las empresas Enersur S.A., Kallpa Generación S.A., Edegel S.A.A. Duke Energy Egenor S. en C. por A., Termochilca S.A.C., y de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía. Como resultado del análisis de los comentarios recibidos de los interesados y del análisis de estos por parte del COES, se han efectuado modificaciones a la Propuesta de PR-22, principalmente en los siguientes puntos:

Se estableció la entrada en vigencia de las modificaciones del PR-22 a partir del 1 de julio de 2014, debido a la necesidad de que el COES establezca un mecanismo transitorio, para el funcionamiento de la Regulación Primaria de Frecuencia y Regulación Secundaria de Frecuencia.

En el numeral 4 del PR-22 se realizaron precisiones de las Definiciones, de acuerdo con los comentarios de las empresas.

En el numeral 6 del PR-22 se agregó la obligación de que el COES elabore una nota técnica con las especificaciones técnicas tanto para el Control Automático de Generación (AGC) como para las Unidades de Regulación Secundaria (URS) de los generadores para el servicio de regulación.


Modificación del Procedimiento Técnico COES PR-22 ii

En el numeral 7 del PR-22 se agregaron mayores detalles sobre el mecanismo de calificación que se deba realizar a las URS y a sus Unidades de Generación, que brindarán el servicio de regulación.

En el numeral 9 del PR-22 se realizaron mayores precisiones sobre la asignación mediante Provisión Base y Mercado de Ajuste, así como, la reasignación de reserva por déficit de entrega de la reserva asignada.

En el numeral 11 del PR-22 se realizaron mayores precisiones sobre la liquidación del servicio, que implicó incluir la forma de pago de los superávit de reserva y que se reconocerán aquellos costos operativos en que incurra un generador por cumplimiento de la Reserva

Se agregó un numeral 13 donde se establece los criterios para el mecanismo que el COES deba implementar para un periodo transitorio, que iría desde la vigencia de la modificación del PR-22 hasta la entrada en operación del Control Automático de Generación (en adelante “AGC”).


Modificación del Procedimiento Técnico COES PR-22 Página 1

INDICE

1. ANTECEDENTES ..........................................................................................................2

2. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS .............................................................................5

2.1. COMENTARIOS DE COES ....................................................................................... 5 2.2. COMENTARIOS DE SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA ......... 33 2.3. COMENTARIOS DE KALLPA .................................................................................. 34 2.4. COMENTARIOS DE ENERSUR .............................................................................. 42 2.5. COMENTARIOS DE EDEGEL ................................................................................. 59 2.6. COMENTARIOS DE TERMOCHILCA ..................................................................... 63 2.7. COMENTARIOS DE DUKE ENERGY ..................................................................... 68

3. CONCLUSIONES .........................................................................................................77

4. PROCEDIMIENTO TÉCNICO ......................................................................................78

MODIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO TÉCNICO COES PR-22 ...................................79



1. Antecedentes

La Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica“ (en adelante “Ley 28832”), estableció en el literal b) de su Artículo 131 como función del COES, el elaborar los procedimiento para la operación del SEIN; mientras que en los literales a), b) y j) de su Artículo 14 se estableció2, entre otros aspectos, las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) con relación a la programación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SEIN), la operación en tiempo real del SEIN y la planificación y administración de los Servicios Complementarios que se requiera para la operación segura y económica del SEIN.

Asimismo, mediante el Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (Reglamento COES), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1, detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimiento en materia de operación del SEIN, y en su numeral 5.2 determina que el COES debe contar con una "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos", elaborada y aprobada por OSINERGMIN, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.

Así también, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (en adelante la “Guía),

1 Artículo 13.- Funciones de interés público

(…)

b) Elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por OSINERG

(…) 2Artículo 14.- Funciones Operativas

(…)

a) Desarrollar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo, así como disponer y supervisar su ejecución.

b) Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generación y transmisión.

j) Planificar y administrar la provisión de los Servicios Complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN”

(…)



elaborada de conformidad con los Artículos 5° y 6° del Reglamento COES, estableciéndose en aquella el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES.

Por otro lado, mediante la Resolución Directoral Nº 069-2011-EM/DGE, publicada el 18 de agosto de 2011, se modificaron los numerales 6.2.1, 6.2.2 y 6.2.3 del numeral 6.2 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), que fue aprobada mediante Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE. En cumplimiento de esta modificación, el COES a través de la carta COES/D-644-2012 remitió como propuesta los nuevos Procedimientos Técnicos COES “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” y “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de OSINERGMIN.

Conforme a los plazos establecidos en la Guía, mediante Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD se aprobó el Procedimiento COES PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”, mientras que, de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 195-2013-OS/CD se suspendió el proceso de aprobación del Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” (en adelante “PR-22”) y se dispuso el reinicio del mismo con el cronograma siguiente:

Cuadro 1

N° Etapa Responsable Plazo

1

Envío al COES de las observaciones a la primera propuesta del nuevo Procedimiento COES PR-22 y nuevo texto reformulado de la propuesta.

OSINERGMIN 28/11/2013

2 Subsanación de las observaciones y comentarios sobre la nueva propuesta

COES

10 días hábiles contados desde la realización de la etapa anterior

3 Revisión de los comentarios del COES y Publicación del proyecto de resolución que aprueba el PR-22

OSINERGMIN

Dentro de los 30 días hábiles desde la realización de la etapa anterior

Al respecto, el COES no remitió la subsanación de observaciones y comentarios a la nueva propuesta dentro del plazo, el cual venció el 12 de diciembre de 2013. En este sentido, de acuerdo con cronograma citado correspondió que OSINERGMIN publique el proyecto de resolución que aprueba el PR-22, el cual se realizó mediante la Resolución OSINERGMIN N° 005-2014-OS/CD, dándole un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, así como se convocó a una Audiencia Pública para el 23 de enero de 2014, donde se sustentó la propuesta para los agentes interesados.

Dentro del plazo señalado, el COES, las empresas Enersur S.A. (ENERSUR), Kallpa Generación S.A. (KALLPA), Edegel S.A.A. (EDEGEL), Duke Energy Egenor



S. en C. por A. (DUKE ENERGY), Termochilca S.A.C. (TERMOCHILCA) y la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) presentaron sus observaciones a la Propuesta de PR-22.

Con fecha 11 de febrero de 2014, mediante Oficio N° 0132-2014-GART, se realizó el traslado al COES de los comentarios y sugerencias recibidas a la Propuesta de PR-22, a fin que dicho organización emita su opinión, en un plazo de 10 días hábiles, conforme a lo establecido a la Guía.

Con fecha 25 de febrero de 2014, el COES remitió la referida opinión, con carta COES/D-141-2014.

En este sentido, en el presente informe se analizan los comentarios recibidos en el plazo establecido en la Resolución OSINERGMIN N° 005-2014-OS/CD, así como la respuesta del COES a los mismos.

.



2. Análisis de los Comentarios

Por cada aspecto considerado en la Propuesta de PR-22, se incluyeron los comentarios y/o sugerencias presentadas por los interesados, así como el análisis del COES. Finalmente, se presenta la opinión de OSINERGMIN.

2.1 Comentarios de COES

Comentarios al Proyecto de Resolución

2.1.1.Comentario 1

Observa que el Artículo 3° Proyecto de Resolución, señala que:

“Artículo 3°.- El COES en un plazo de seis (6) meses de aprobado el Procedimiento Técnico a que se refiere el Artículo 1° remitirá a OSINERGMIN, para su aprobación una propuesta de actualización de los “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN”, aprobados por Resolución OSINERG N° 436-2005-OS/CD, con la finalidad de lograr la adecuada aplicación del Procedimiento Técnico COES PR-22, poniendo en servicio el sistema de AGC para Regulación Secundaria a más tardar el 1 de enero de 2016”.

Sobre el particular, el COES considera que resulta necesario que se indique expresamente la forma en que se reconocerán los costos en los que se incurran para la implementación de los requerimientos técnicos necesarios para realizar la Regulación Secundaria, tal y como sería, el poner en servicio el sistema de AGC.

En ese sentido, agrega, que dado el actual régimen de aportes de los Integrantes para el Presupuesto del COES -definido por la Ley N° 28832 y el Reglamento del COES- convendría indicar expresamente que los costos del equipamiento aprobado por OSINERGMIN deberán ser incluidos en el presupuesto del COES.

Sin perjuicio de lo anterior, también agrega, en vista de que se propone que el COES remita al OSINERGMIN una propuesta de actualización a la Resolución OSINERGMIN N° 436-2005-OS/CD, sugerimos que en adelante, dicha propuesta siga un tratamiento similar al de aprobación de los procedimientos técnicos del COES en el marco de la Resolución OSINERGMIN N° 476-2008-OS/CD.



Opinión de OSINERGMIN

Al respecto, en el referido Artículo 3° del proyecto de Resolución, se solicita al COES una propuesta de actualización de los “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN” que se establecieron mediante la Resolución OSINERG N° 436-2005-OS/CD en el año 2005, tomando en cuenta los cambios que se han presentado desde esa fecha en el desarrollo de su rol de Coordinador de la Operación del SEIN, así como los equipamientos necesarios para una implementación adecuada de la regulación de frecuencia conforme lo establece el Procedimiento Técnico COES PR-21 y el Procedimiento Técnico COES PR-22.

En este caso, una vez aprobada la actualización de los “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN”, ésta será remunerada por los integrantes del COES, conforme lo establece el Procedimiento para el Pago de los Costos Eficientes al Coordinador de la Operación del SEIN y a las Entidades Delegadas, que se aprobó mediante la Resolución OSINERG N° 099-2005-OS/CD. Por lo cual, no es factible, como lo solicita el COES, seguir los plazos y etapas que establece la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos", que tiene una naturaleza y finalidad distinta.

Por lo antes mencionado, esta opinión no implica modificar el Proyecto de Resolución.

Conclusión

No se requiere efectuar modificaciones a la propuesta del PR-22 debido al presente comentario.

2.1.2.Comentario 2

Observa que en el Artículo 5° del Proyecto de Resolución se dispone lo siguiente:

“Artículo 5°.- Derogar el Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, a excepción de los numerales 5.2.6, 6, 7.2, 7.3.2 y 7.5, los cuales mantendrán su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2015, para efectos de realizar la Regulación Secundaria”.

Sin embargo, el COES considera que este artículo no sería viable en la medida que se contrapone con lo dispuesto por la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD, que indica lo siguiente:

“Única.- El Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, continuará aplicándose hasta la fecha de entrada en vigencia del Procedimiento Técnico aprobado en el Artículo 1°”.

Por esta razón, propone que debería dejarse sin efecto directa y expresamente lo establecido previamente por la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD.

Sin perjuicio de lo anterior, agrega que los numerales del PR-22 que según su propuesta serían subsistentes por sí solos, no cumplen con el objetivo de regular transitoriamente lo necesario para la implementación de la Regulación Secundaria en el marco de las nuevas disposiciones contenidas en la Propuesta de PR-22. Ello en la medida que, dichos numerales no solo contienen disposiciones aplicables a la Regulación Secundaria, sino también se refieren a la Regulación Primaria de Frecuencia lo cual sería inconsistente tanto con la Propuesta, como con el recientemente aprobado PR-21.



Por lo señalado, el COES sugiere que se establezcan disposiciones transitorias, donde se indique el tratamiento específico para el régimen transitorio aplicable a la propuesta de PR-22, y en caso se vea conveniente, se plasme los criterios contenidos en la Nota Técnica “Criterios para determinar la reserva Secundaria de Frecuencia del SEIN”; de otro modo, durante el periodo de adecuación el Coordinador de la Operación en Tiempo Real no contará con las condiciones necesarias para lograr un adecuado desempeño de la Regulación Primaria de Frecuencia en el marco de los requerimientos establecidos en el recientemente aprobado PR-21.


Al respecto, en el Artículo 5° del Proyecto de Resolución, se estableció el mecanismo para regular periodo transitorio del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, mientras que se implementa el AGC (Articulo 3°) y se desarrolla la Provisión Base con las unidades de generación (Articulo 4°), para que entren en servicio a más tardar el 01 de enero de 2016. En este caso, la propuesta que se establece en el referido artículo fue que, para el periodo transitorio, se mantenga el mecanismo actual de Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) y su correspondiente remuneración.

Sin embargo, tomando en cuenta el comentario del COES, en el sentido de que el mecanismo actual de RSF no brindaría las condiciones necesarias para el correcto desarrollo de la Regulación Primaria de Frecuencia, conforme lo establece el Procedimiento Técnico COES PR-21, consideramos necesario, mejorar este mecanismo transitorio con las premisas que se detallan a continuación:

a. Durante el periodo transitorio, el AGC del COES se declarará indisponible según lo previsto en el PR-22 (estado OFF especificado en el numeral 5.1 del Anexo I).

b. El COES deberá: i) calificar como URS a los grupos de generación que actualmente tienen capacidad de dar regulación secundaria, estableciendo que tal calificación solo tendrá vigencia durante el periodo transitorio; ii) establecer la cantidad de Reserva Secundaria a contratar para el periodo transitorio; iii) establecer el mecanismo de asignación de reserva con carácter temporal, por el periodo transitorio, en el que la asignación tenga en cuenta las limitaciones técnicas de ejercer la RSF y los precios económicos. En este caso, deberá establecer el desarrollo del servicio con un mando automático (regulador de velocidad integral) con una sola URS; iv) establecer los criterios de seguimiento del servicio, que tendrán validez durante el periodo transitorio.

c. El COES deberá establecer las actas de compromiso con las URS, que voluntariamente deseen dar el servicio, donde se establezca la reservas o bandas comprometida, el precio ofertado por el servicio, que no deberá superar el 50% del Precio de Potencia Vigente (expresado en S/./kW-mes) y una duración por todo el periodo transitorio. En caso, no se tenga ninguna URS interesada en dar el servicio, o sea insuficiente para cubrir la Reserva requerida, el COES dispondrá con carácter obligatorio la URS que dará el servicio y el precio a remunerar será el menor valor de los precios ofertados y si no existe precios ofertados será igual a cero (0).

d. El servicio de RSF de las URS asignadas conforme al numeral anterior, durará durante el periodo transitorio. Las liquidaciones económicas durante este periodo, se realizarán conforme a lo establecido en el numeral 11 del PR-22, considerando como precios aplicables a la reserva no suministrada



a subir o bajar, el Precio de Potencia vigente, sin considerar el pago por superávit de reserva. .

En este sentido, corresponder incluir en la Propuesta de PR-22 unas disposiciones transitorias, donde se establezca el mecanismo transitorio.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones en la Propuesta de PR-22, modificar el numeral 10 y agregar las siguientes Disposición Transitoria:

“

10.3.El seguimiento se realizará en todos los modos de operación especificados en

el Anexo I, salvo en caso de que el AGC del COES esté indisponible (estado OFF

del AGC del COES, según lo especificado en el numeral 5.1 del Anexo I).

“

“

13 DISPOSICIONES TRANSITORIAS Primera.- Se establece como Periodo Transitorio para aplicación integral del presente procedimiento, el periodo que empieza desde su entrada en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2015. Segunda.- Durante el Periodo Transitorio se establece el siguiente mecanismo para brindar el Regulación Secundaria:

1. El AGC del COES se declarará indisponible (estado OFF especificado en el

numeral 5.1 del Anexo I del presente procedimiento). 2. El COES en un plazo máximo de un mes antes de la entrada en vigencia del

presente procedimiento deberá: i) Calificar como URS a las centrales o unidades de generación que

actualmente tienen capacidad de dar regulación secundaria. Esta calificación solo durará durante el Periodo Transitorio.

ii) Establecer la cantidad de Reserva Secundaria que se requiere para

el Periodo Transitorio. iii) Establecer el mecanismo de asignación de reserva con carácter

temporal, por el Periodo Transitorio, en el que la asignación tenga en cuenta las limitaciones técnicas de ejercer la RS y los precios económicos.

iv) La restitución de la Reserva asignada para RS podrá exceder el tiempo máximo de 30 minutos que señala el numeral 5.11.3, si la operación así lo requiere.

v) Establecer los criterios de seguimiento del servicio, que tendrán validez durante el periodo transitorio.

vi) Registrar las actas de compromiso con las URS, que voluntariamente deseen dar el servicio, donde se establezca las Reservas comprometida por todo el Periodo Transitorio y el precio ofertado. En este caso, los precios ofertados por el servicio, no deberán superar el



50% del Precio de Potencia vigente (expresado en S/./kW-mes). En caso, no se tenga ninguna URS interesada en dar el servicio, o sean insuficiente para cubrir la Reserva requerida, el COES dispondrá con carácter obligatorio la URS que dará el servicio y su precio a remunerar será el menor valor de los precios ofertados y de no existir precios ofertados será igual a cero (0).

3. Las liquidaciones económicas para las URS, se realizarán conforme a lo establecido en el numeral 11 del presente procedimiento, considerando como precios aplicables a la Reserva no suministrada a subir y bajar, el Precio de Potencia vigente.

“

2.1.3.Comentario 3

El COES observa que la Primera y única Disposición Complementaria Modificatoria dispone la modificación del Artículo 4° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD. Sin embargo, opinan que esta modificación sería innecesaria luego de que el referido artículo fue corregido mediante fe de erratas publicada el 18.10.2013.


Al respecto, es correcta esta observación y corresponde retirar en la Resolución que apruebe el Procedimiento Técnico COES PR-22, la modificación del Artículo 4° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD.

Conclusión

Se requiere retirar de la Resolución que apruebe la Propuesta de PR-22, la modificación del Artículo 4° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD.

2.1.4.Comentario 4

El COES observa que los Artículos 3° y 4° del Proyecto de Resolución hacen referencia a un plazo de implementación para la Regulación Secundaria. Sin embargo, estos plazos no guardan coherencia con lo previsto en el Artículo 5° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD, que recientemente aprobó el PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”, en la medida que esta última dispone que hasta su entrada en vigencia los Agentes deberían adecuar sus instalaciones y solicitar su habilitación para al servicio de regulación secundaria de frecuencia.

En ese sentido, se sugiere que se modifique lo dispuesto Artículo 5° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD de manera que se pueda concordar con los nuevos plazos de implementación para el servicio de Regulación Secundaria, teniendo en cuenta que, recién con el presente proyecto de resolución se desarrolla los lineamientos y demás consideraciones para la prestación de este servicio.


Al respecto, de acuerdo con la revisión al comentario 2 del COES, también es necesario uniformizar la fecha de entrada en vigencia del servicio de Regulación Primaria de Frecuencia y Regulación Secundaria de Frecuencia, con la finalidad de evitar problemas en la operación de las unidades de generación que den el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia cuando no se tengan unidades de generación dando la Regulación Secundaria de Frecuencia en mando automático.



Dado que, para el periodo transitorio de implementación de la Propuesta de PR-22, es necesario realizar por parte del COES varias actividades, conforme se describen en el análisis del comentario 2, se considera un tiempo prudencial alrededor de tres meses, contados desde la publicación de la Resolución que aprueba el PR-22, para la entrada en vigencia de la misma. En este caso, tomando en cuenta que estos servicios se remuneran mensualmente, se propone que la vigencia sea a partir del 01 de julio de 2014.

Asimismo, en la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD, que aprobó el Procedimiento Técnico COES PR-21, también es necesario precisar que durante este periodo de entrada en vigencia de ambos procedimientos, las generadoras puedan realizar pruebas a sus unidades de generación con las adecuaciones realizadas en cumplimiento del PR-21. En este caso, el COES deberá realizar el programa de adecuación y las pruebas de las unidades de generación, para que las generadoras puedan realizar sus pruebas y ajustes finales, con la finalidad de poder brindar el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia a partir del 01 de julio de 2014.

Conclusión

Se requiere modificar los artículos 3°, 4° y 5° de la Resolución que apruebe la Propuesta de PR-22, así como agregar un artículo 6° a esta resolución y modificar la disposición complementaria para que incorpore a su vez la modificación de los artículos 3° y 5° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD, de la forma siguiente:

“

Artículo 3°.- El Procedimiento Técnico aprobado en el Artículo 1° entrará en vigencia a partir del 01 de julio de 2014.

Artículo 4°.- El COES en un plazo de seis (6) meses contado desde la publicación de la presente resolución, remitirá a OSINERGMIN, para su aprobación, una propuesta de actualización de los “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN”, aprobados por Resolución OSINERG N° 436-2005-OS/CD, con la finalidad de lograr la adecuada aplicación del Procedimiento Técnico COES PR-22, poniendo en servicio el sistema de Control Automático de Generación (AGC) para Regulación Secundaria a más tardar el 01 de enero de 2016. Artículo 5°.- El COES en un plazo de tres (3) meses luego de aprobados los estándares técnicos mínimos a que se refiere el Artículo 4º, deberá iniciar el proceso de aseguramiento del servicio de Provisión Base de Regulación Secundaria a que se refiere el numeral 9 del Procedimiento Técnico COES PR-22. Artículo 6°.- Derogar a partir del 01 de julio de 2014 el Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional”, aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 232-2001-EM/VME.

Disposiciones Complementarias Modificatorias Primera.- Modifíquese los Artículos 3° y 5° de la Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD, conforme a los siguientes textos: “Artículo 3°.- El Procedimiento Técnico COES PR-21 aprobado en el Artículo 1° entrará en vigencia a partir del 01 de julio de 2014.



Articulo 5°.- Hasta antes de la entrada en vigencia del Procedimiento Técnico aprobado en el Artículo 1° el COES establecerá y pondrá en ejecución un programa de implementación gradual del procedimiento PR-21, estando los Generadores obligados a cumplirlo.”

“

Comentarios a propuesta de Procedimiento Técnico

2.1.5.Comentario 5

El COES observa que:

a) En el Artículo 4° de la Propuesta se establecen términos y abreviaturas que no se encuentran previstas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM-VME. En ese sentido, debería proponerse la inclusión y/o modificación de estos términos directamente al Glosario.

Es recomendable incluir las nuevas definiciones propuestas en el Proyecto de PR22, a efectos de que se encuentre recogidas en un documento sistemático como el referido Glosario.

b) Es preciso señalar que el COES está elaborando una propuesta para un nuevo Glosario de Abreviaturas y Definiciones, la cual ha sido comunicada al OSINERGMIN con la carta COES/D-585-2013 de fecha 18.12.2013. Para esta propuesta, el COES ha adoptado como criterios: (i) que las definiciones y abreviaturas solamente obren en el Glosario de Términos omitiéndose de incorporarlos en los procedimientos y, (ii) que la definición de los términos y abreviaturas que se incluyan en el Nuevo Glosario sean transversales; es decir, que puedan ser aplicables a todos los Procedimientos Técnicos del COES. En ese sentido, sugerimos tener en cuenta lo señalado para poder revisar algunas definiciones propuestas. Por ejemplo, podría reformularse los términos “Delta Máxima”, “Ciclo de Operación”, “Delta”, entre otros donde se hace referencia específica al PR-22 por lo que se entiende que sólo es aplicable a este procedimiento, perdiendo el carácter de transversal.

c) Por otro lado, se observa que la Propuesta utiliza abreviaturas y definiciones que pueden dar lugar a confusiones, por lo que convendría que sean aclarados o reformulados, de ser el caso. Por ejemplo:

i. El término “Grupo(s) de Generación” debe ser contrastado con el de “Unidad Regulante”, incluido en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones vigente. Asimismo, se debe tener en cuenta que el término “Grupo(s) de Generación” puede llevar a confusión, al asemejarse al término “Unidad de Generación”; por lo que sugerimos que el término sea modificado por “Unidad Regulante” y se proponga una definición distinta que sea modificada en el Glosario vigente...

ii. En la definición del término “Provisión Base de La RS” se establece que el COES suscribirá actas de compromiso con las URS. En ese sentido, sugerimos que se explique qué se entiende por “actas de compromiso” y en atención a ello, se revise la responsabilidad que se atribuirá al COES, teniendo en cuenta que las facultades del COES se encuentran reguladas expresamente en la Ley N° 28832 y en las demás normas pertinentes, no encontrándose entre ellas la suscripción de este tipo de acuerdos y mucho menos la fiscalización de su cumplimiento, labor que en general realiza OSINERGMIN.



iii. Respecto a la definición para el término “Unidad de Regulación Secundaria”, existe una aparente contradicción entre el presente proyecto de Procedimiento y el Informe Técnico que lo sustenta. Esto, porque en la citada definición se hace referencia a que las URS son un conjunto de Grupos de Generación, mientras que en el Informe Técnico se deja abierta la posibilidad para que un solo Grupo de Generación integre una URS. Asimismo, en esta definición no se hace mención al mínimo de 40 MW con el que debe contar la URS ya que, contrariamente, en el literal b) del numeral 7.3.1. de la propuesta de procedimiento se establece 40 MW como potencia mínima de cada “Grupo de Generación.

iv. Se sugiere uniformizar las abreviaturas y definiciones con lo establecido por el Glosario, para así evitar contradicciones o estipulaciones duplicadas, por ejemplo: el término “Reserva para Regulación Secundaria” es similar al término “Reserva para regulación secundaria de frecuencia (RRSF)”, definido en el Glosario. Asimismo, la abreviatura “RSF” se encuentra también prevista en el Glosario, aunque con distinta definición. Por otro lado, la abreviatura “PDO” se encuentra también prevista en el Glosario, con la misma definición.


Al respecto, en la propuesta de procedimiento se incluyeron aquellas definiciones que eran consideradas de aplicación directa en el PR-22, por lo cual no se propuso modificar el Glosario de Abreviaturas y Definiciones.

No obstante, considerando que el tratamiento que debe darse a las definiciones que están comprendidas en este procedimiento, debe ser igual al de las definiciones que se encuentran en los otros procedimientos técnicos vigentes del COES, se estima conveniente incorporarlas en la nueva versión de Glosario de Abreviaturas y Definiciones.

Adicionalmente a lo descrito en los párrafos anteriores, se han revisado las observaciones específicas con los siguientes resultados:

i. El término propuesto de “Unidad Regulante”, para reemplazar el actual “Grupo de Generación” puede llevar a confusión con el término “Unidad de Regulación Secundaria” (URS), también utilizado en la propuesta de PR-22 con el sentido de agrupación de los anteriores. Por lo explicado, no estamos de acuerdo con la propuesta y más bien consideramos que mejor sería reemplazar este término de “Grupo de Generación” por “Unidad de Generación” que es como se refieren a los generadores en el PR-21.

ii. El término “actas de compromiso” para la asignación de Provisión Base se utiliza para establecer el servicio que se comprometen a entregar los generadores en un plazo determinado y por precio ofertado;, en este sentido, entendemos que no debería haber ningún tipo de inconveniente en las facultades asignadas al COES, considerando que, conforme al literal j del artículo 14 de la Ley N° 28832, entre las funciones operativas del COES, se encuentra la de planificar y administrar la provisión de los Servicios Complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN. Asimismo, de acuerdo con el literal g del numeral 27.2 del Reglamento del COES (aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM), dicha entidad tiene la facultad de planificar, administrar, valorizar y controlar los Servicios Complementarios que proveen los Agentes. En consecuencia, la suscripción de un acta de compromiso entre el COES y sus Agentes, para efectos de asegurar la Provisión Base de RS, se encontraría en el supuesto de planificar (a largo plazo) y/o



administrar los servicios complementarios, como es la regulación secundaria.

Adicionalmente, en la actualidad el COES también suscribe actas para el establecimiento de los precios de gas natural con los generadores, donde también se establece precio y plazo de duración, que en ese caso es anual; en este sentido, con la finalidad de evitar confusiones se precisará en el numeral 9 del Procedimiento, que debe contener estas actas de compromiso para el desarrollo de la Provisión Base.

iii. Con relación a la definición de Unidad de Regulación Secundaria (URS), en la definición se entiende que el “conjunto” no excluye que pueda estar formado por un solo elemento (en este caso un grupo o unidad de generación). En todo caso, si se considera necesario se puede precisar mejor esta definición para que quede en forma explícita la posibilidad de que una URS puede tener una sola unidad de generación. En lo relacionado a la potencia mínima de la URS, también consideramos necesario definir qué será de 40 MW para la URS, lo que implica la suma de las potencias de todas las unidades de generación que lo integran, lo cual se precisará en el numeral 7 del Procedimiento.

iv. Con relación a la sugerencia de uniformizar las definiciones establecidas en la propuesta de procedimiento de PR-22, se ha revisado íntegramente y se propone modificaciones en varias de estas como son: Reserva Regulante que haga referencia a unidad de generación, Reserva de Control que haga referencia a URS, Reserva de regulación que haga referencia a todas las URS que forman parte del SEIN, entre otros. Así como agregar nuevas definiciones como son: Banda de Potencia que es el rango de potencias disponible de las unidades de generación, y periodo de programación que consiste en los intervalos donde se desarrollan los Programas Diarios de Operación, que en la actualidad tiene una resolución de 30 minutos.

En este sentido corresponde modificar la Propuesta de PR-22 conforme a lo descrito en los párrafos anteriores.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a la Propuesta de PR-22, reemplazando en todo el procedimiento Grupo (s) de Generación por Unidad(es) de Generación, así como modificar los numerales 4, 7 y 9 de la propuesta de procedimiento:

“

4.ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

(…)

4.2

(…)

Banda de potencia: Rango de potencia de un Grupo de Generación definido por un límite superior y un límite inferior.

Regulación Secundaria: Servicio complementario cuyo objetivo es mantener la frecuencia del SEIN en su valor de referencia y, eventualmente y de manera simultánea mantener la potencia neta por las interconexiones internacionales según su programa.

Reserva para Regulación Secundaria: Reserva rotante disponible y operativa en SEIN útil para Regulación Secundaria y calculada como la suma de las Reservas



en Control de las URS operativas en el SEIN. Se compone de una Reserva a Subir, y una Reserva a Bajar.

Reserva Asignada: Reserva para Regulación Secundaria asignada a una Unidad de Generación mediante el procedimiento de asignación de Reserva para Regulación Secundaria descrito en el numeral 9.

Reserva Asignada a la URS: Suma de las Reservas Asignadas a las Unidades de Generación pertenecientes a esa URS. Se compone de una Reserva Asignada a Subir, y una Reserva Asignada a Bajar.

Reserva en Control: Reserva rotante disponible en una URS y útil para Regulación Secundaria, calculada como la suma de las Reservas Regulantes de las Unidades de Generación de la URS que se encuentran en control. Se compone de una Reserva en Control a Subir y una Reserva en Control a Bajar.

Reserva Reconocida: parte de la Reserva en Control de una URS que el COES considera útil para Regulación Secundaria en el SEIN. Se calcula según los criterios especificados en el Anexo III.

Reserva Regulante: Reserva útil disponible en una Unidad de Generación para Regulación Secundaria, calculada como se especifica en el Anexo III.

Superávit de Reserva: Reserva para Regulación Secundaria que una URS proporciona adicionalmente a su Reserva Asignada, y que el COES reconoce.

Unidades de Generación: Unidades de generación calificadas para efectos de prestar el Servicio Complementario de Regulación Secundaria.

Unidad de Regulación Secundaria: Conjunto de Unidades de Generación que prestan conjuntamente el servicio de Regulación Secundaria.

(…)

“

“

7.2.2 La potencia de las URS, que es la suma de potencias de las Unidades de Generación que lo conforman, debe ser mayor a cuarenta (40) MW.

“

9.5.6. El acta de compromiso registrará la duración del servicio, las cantidades mínimas de servicio a ser asignadas, distribuidas en periodos temporales y Unidades de Generación, los precios de las Reservas a subir y a bajar y cualquier otro aspecto que fuere necesario de acuerdo a la legislación vigente.

“

2.1.6.Comentario 6

Observa que no se detalla cómo se realizará la asignación conjunta despacho-reserva.

Menciona, que en el numeral 9.5.9 se indica que el COES realizará la asignación conjunta del PDO con la Reserva para Regulación Secundaria publicando tras ello la información de la Reserva Asignada a cada grupo dentro de la URS y el Precio Marginal de la misma, para cada periodo de asignación. Al respecto, se observa que no se especifica una metodología, formulación matemática o procedimiento mediante el cual se realizará dicha asignación conjunta.



Asimismo, agrega que no se define el término “Precio Marginal” dentro de la propuesta, ni se indica cómo éste debe ser calculado. Es de precisar que el Costo Marginal de Corto Plazo se encuentra definido y su cálculo está normado en el PR 7. Por otro lado, del numeral 2.2 del Anexo IV podría inferirse que el término “Precio Marginal” podría referirse al resultado de la asignación de la reserva en el Mercado de Ajuste; sin embargo, dependerá del mecanismo de subasta si lo que finalmente resulta es un “Precio Marginal” o “Precio Spot de Reserva” o simplemente el “Precio Ofertado por cada URS” no siendo necesariamente este último un precio marginal.


Con relación a la metodología de asignación conjunta despacho-reserva, en la Propuesta de PR-22 no se ha incluido, debido a que este algoritmo debe desarrollarse en base a la experiencia y las simulaciones con datos reales del SEIN, por lo cual también puede ser mejorado por el COES, en caso lo considere necesario, sin necesidad que se apruebe nuevamente un cambio en el procedimiento.

En estos casos para establecer la metodología de asignación conjunta, se tiene una primera alternativa de realizarlo con un único algoritmo de optimización donde pueda realizar la optimización conjunta del despacho de generación y reserva, para lo cual se debe comprobar la convergencia, robustez y capacidad computacional; una segunda alternativa es hacerlo por etapas conforme se describe a continuación:

Asignar la reserva de secundaria con las prioridades siguientes:

Asignar la provisión base comprometida, y si no se alcanza la reserva necesaria, entonces

Asignar la provisión base de libre disposición y/o las ofertas del mercado de ajuste por orden creciente de precios hasta satisfacer la reserva total

Hallar los puntos de funcionamiento “mínimos” y “máximos” para que los generadores con reserva asignada tengan esta reserva disponible.

Introducir los límites “mínimo” y “máximo” hallados en el punto anterior como condiciones de contorno en el cálculo del despacho.

La diferencia entra ambas alternativas, se encuentra en que la primera alternativa resulta más precisa, pero puede originar complicaciones en su implementación y posterior utilización, mientras que la segunda resulta a priori más sencilla pero no tiene en cuenta algunos factores que influirían en la optimización, como por ejemplo: el hecho de que el criterio de precio en la oferta de secundaria puede llevar a arrancar centrales con costos de arranque altos; entonces una oferta “barata” en secundaria puede convenir a ciertos generadores que de otra manera no serían arrancados, pero encarecer más de lo necesario los costos de despacho.

Por lo antes mencionado se considera que el COES debe precisar esta metodología como una nota técnica, teniendo la posibilidad de posteriormente modificarla si en caso considera que la misma puede ser mejorada.

Adicionalmente a esto, también existen más especificaciones técnicas que no se puede establecer a la fecha de aprobación de la Propuesta de PR-22, dado que en la actualidad no se tiene un equipo AGC dentro del COES, así como tampoco se tiene comunicaciones para control de URS y otros términos que recién se tendrá cuando el COES establezca las características técnicas del sistema AGC que se requiere para el SEIN, el cual está previsto se proponga a OSINERGMIN en un plazo de seis (6) meses de aprobado el presente procedimiento. Por esta razón en el numeral 6 del PR-22, se está incluyendo que el COES elabore una Nota Técnica



donde incluya estas especificaciones técnicas, así como la metodología de asignación conjunta despacho-reserva, la cual se considerará como parte integrante del procedimiento, pero que sin embargo podrá ser modificada por el COES de acuerdo con las mejoras que considere necesario implementar como resultado de sus evaluaciones anuales.

Con respecto del “precio marginal” que aparece en la Propuesta de PR-22, este término se refiere al precio de la oferta más cara del generador cuya reserva fue necesario asignar en el Mercado de Ajuste, para cubrir la falta de reserva que no se pudo cubrir con la Provisión Base. En este caso, se acudiría a las ofertas del mercado de ajuste (si este estuviera en marcha) y se asignaría la reserva en orden creciente de precios siendo estos los que determinen el precio marginal.

Por lo antes descrito, este precio marginal es el precio a remunerar de todas los generadores que dan reserva dentro del Mercado de Ajuste, mientras que, los generadores que entran por Provisión Base lo hacen al precio establecido en sus actas de compromiso y además la cantidad mínima comprometida en la Provisión Base debe ser asignada obligatoriamente en el cálculo (pues es una reserva “take or pay”).

En este sentido, es necesario modificar el numeral 6 del PR-22, para agregar las especificaciones técnicas que debe tener la nota técnica que elaborará el COES, así como también el numeral 4 para incluir la definición de Precio del Mercado de Ajuste.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a los numerales 4 y 6 de la Propuesta de PR-22, considerando lo siguiente:.

“


(…)

4.2

(…)

Precio del Mercado de Ajuste: Precio de la Reserva obtenido en cada sesión de Mercado de Ajuste como la oferta más cara aceptada para cubrir la Reserva para RS. El precio es diferenciado, uno para la Reserva a subir y otro para la Reserva a bajar.

“

6.1.17. Antes del desarrollo de la primera Provisión Base, el COES elaborará una Nota Técnica para Regulación Secundaria donde se establezcan las especificaciones técnicas necesarias para el funcionamiento de la Regulación Secundaria, y que incluirá al menos lo siguiente:

a. Los requisitos técnicos para la infraestructura de comunicaciones

entre las URS y el COES, y entre las Unidades de Generación y las

URS.

b. Los umbrales para exigir capacidad de regulación propia a las URS,

en términos de tamaño relativo respecto del SEIN.



c. El listado de información técnica a suministrar al COES por parte de

los grupos generadores para su calificación.

d. La especificación del contenido de las pruebas de calificación para

grupos de generación.

e. La especificación de la metodología para la asignación conjunta del

PDO con la Reserva para Regulación Secundaria.

f. Las especificaciones técnicas del AGC primario y secundario, sus

sistemas informáticos de soporte y sus requisitos de mantenimiento.

g. La especificación del filtrado de la señal de ACE antes de pasar por

el regulador PI del AGC.

h. La lista completa de información a intercambiar entre las URS y el

COES.

i. La metodología para calcular el incremento de generación que

determina la respuesta dinámica teórica de la URS en cada Ciclo de

Operación.

j. Los valores de las constantes T1, ESR_MAX y UR utilizadas para el

seguimiento de la respuesta de las URS, según lo establecido en el

numeral 2 del Anexo III.

Esta Nota Técnica podrá ser reemplazada de acuerdo con los resultados

de evaluación anual que establece el numeral 6.1.2, lo cual deberá ser

informada previamente por la Dirección Ejecutiva a OSINERGMIN.

“

2.1.7.Comentario 7

Observa que no se detalla el mecanismo de adjudicación de la Provisión Base de la Reserva Secundaria.

En el numeral 9.4.1 manifiesta, que se establece que el COES adjudicará la Provisión Base mediante un proceso transparente en el que concursarán los generadores interesados. Asimismo, se establece que el COES decidirá, entre los generadores postulantes, cuáles serán adjudicados mediante un proceso transparente que cumpla con criterios técnicos, económicos y eficientes para la provisión del servicio de RS.

Asimismo observa que, se establecen criterios bastante amplios que dejan mucha discrecionalidad a la hora de implementar un determinado mecanismo por parte del COES, y por consiguiente, motivaría que muchas decisiones del COES al respecto sean cuestionadas a través de los diversos mecanismos de impugnación previstos en el Estatuto del COES.

Por otro lado agrega, no se especifica el tipo de proceso al que se hace referencia ni se menciona cuál es el factor de competencia. Y, finalmente, no se especifica a qué se hace referencia con “pliego de condiciones”, pues podrían tratarse de las bases del concurso; además, no se especifica qué entidad debe ser la que apruebe dicho pliego.



Por tanto, consideramos necesario que se especifique las condiciones antes señaladas así como la función del COES. En ese sentido, consideramos necesario que se modifique el plazo del Artículo 4° del Proyecto de Resolución previsto para que el COES de inicio al “proceso de aseguramiento del servicio de Provisión Base de Regulación Secundaria”.


Con relación a la Provisión Base, en la Propuesta de PR-22, se establece esta forma de asignación con la finalidad de poder tener generadores con compromiso de dar el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia por un periodo de largo plazo, como serían tres (3) años; se considera que con el pago de este servicio, los generadores podrían recuperar las inversiones que tengan que realizar en sus unidades de generación.

En este caso, en la propuesta no se ha incluido un mecanismo de adjudicación de la Provisión Base debido a que se está dejando en libertad a que el COES establezca el mismo, tomando en cuenta las características del SEIN y la cantidad de generadores que se encuentren interesados en brindar el servicio de regulación secundaria de frecuencia; así por ejemplo, si hubiesen muchos generadores interesados, se podría proponer un mecanismo de subasta donde estos generadores puedan competir con su reserva disponible y precio ofertado, y si en caso no existiesen muchos generadores interesados se podría establecer un mecanismo de pago único para que cubran los gastos por brindar el servicio.

En lo relacionado a los “Pliegos de Condiciones”, se considera que dentro de estas se especificará el producto que se desea contratar (cantidad de reserva necesaria del sistema, dividida por periodos o meses), la forma en que se realizará el proceso de asignación de esta Provisión Base, el precio máximo al que se pagaría, las condiciones de calidad (de acuerdo evaluaciones realizadas por el COES), entre otros que el COES considere necesario precisar para el servicio.

Más bien con la finalidad de evitar los cuestionamientos se considera necesario establecer que el COES proponga los lineamientos de la Provisión Base a OSINERGMIN para su aprobación, así como incorporar mayores precisiones sobre la Provisión Base que se establece en el numeral 9 de la Propuesta de PR-22.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a los numerales 4, 6 y 9 de la Propuesta de PR-22, considerando lo siguiente:

“


(…)

4.2

(…)

Provisión Base de la RS: Mecanismo para el aseguramiento de compromisos de Reserva para RS a largo plazo. Este mecanismo se complementa con el Mercado de Ajuste.

“

“

6.1.11 Establecer los lineamientos de la Provisión Base, el cual será presentado a OSINERGMIN para su aprobación previa, y será publicado en la página web del



COES antes del inicio del proceso de asignación que establece el numeral 9.5 del presente Procedimiento Técnico.

“

“

9.ASIGNACION DE SERVICIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA

9.1.Será responsabilidad del COES la asignación del servicio de RS. La asignación de Reserva se realizará a nivel de las Unidades de Generación, sin perjuicio de que el seguimiento del servicio se realice a nivel de URS.

9.2.La asignación del servicio de Provisión Base se realizará para horizontes de tres años y la asignación del Mercado de Ajuste se realizará para horizontes diarios.

9.3.La Reserva requerida se cubre primero con las URS que tengan cantidades comprometidas en firme en la Provisión Base, mientras que, con el Mercado de Ajuste y las cantidades no comprometidas en firme de la Provisión Base, se cubre lo faltante.

9.4.La Reserva asignada mediante Provisión Base y Mercado de Ajuste no tendrán diferencia respecto a la calidad requerida y fórmulas de cálculo de la compensación económica correspondiente. En ambos casos las ofertas se expresarán en Nuevos Soles por kW-mes (S/./KW-mes).

9.5.Provisión Base de la RS:

9.5.1.El COES adjudicará la Provisión Base de acuerdo con los lineamientos a que se refiere el numeral 6.1.11.

9.5.2.Las cantidades de Reserva a adjudicar mediante Provisión Base serán las indicadas en el numeral 6.1.10.

9.5.3.Las cantidades en Provisión Base podrán estar divididas en dos bloques con precios que podrán ser distintos, según se acuerde en el acta de compromiso:

a. Un bloque de Reserva comprometida en firme que se asignará y liquidará económicamente en cualquier caso.

b. Uno o varios bloques variables que podrán ser asignados para completar la Reserva total requerida en el SEIN, según lo especificado en el numeral 8, siempre y cuando el Mercado de Ajuste no esté en condiciones de proveer estas mismas cantidades a menor costo.

9.5.4.Se podrá establecer un precio diferente para la Reserva a subir y la Reserva a bajar dentro de cada bloque

9.5.5.La adjudicación del servicio para la Provisión Base de RS se registrará mediante un acta de compromiso suscrita por representantes del adjudicatario del servicio de Provisión Base de RS y del COES ante notario público.

9.5.6.El acta de compromiso registrará la duración del servicio, las cantidades mínimas de servicio a ser asignadas, distribuidas en periodos temporales y Unidades de Generación, los precios de las Reservas a subir y a bajar y cualquier otro aspecto que fuere necesario de acuerdo a la legislación vigente.



9.5.7.El procedimiento de adjudicación a utilizar será transparente y cumplirá con criterios técnicos y económicos eficientes para la provisión del servicio de RS.

9.5.8.Entre las obligaciones de los adjudicatarios se establecerán las relativas a:

a. Requerimientos de calidad en la prestación del servicio, acordes con los requisitos especificados en el numeral 10.

b. Requerimientos de disponibilidad de banda para la prestación del servicio de RS, acordes con los requisitos especificados en el numeral 10 y con las cantidades comprometidas por periodo temporal que se le adjudicaron.

9.5.9.En caso el adjudicatario no se encuentre calificado como URS cuando menos dos (2) meses antes de la fecha de inicio de prestación del servicio de Provisión Base de RS, perderá su derecho a participar de la referida Provisión Base de RS de la que resultó adjudicatario y será objeto de la multa establecida en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. En este supuesto, el adjudicatario sólo podrá participar del Mercado de Ajustes de la RS, siempre que cuente con la respectiva calificación.

9.5.10.En la programación de la Reserva el COES pondrá en conocimiento del representante de la URS la cantidad de reserva efectivamente asignada por cada Unidad de Generación para el día siguiente. Esta cantidad de reserva asignada será como mínimo igual a la reserva comprometida mencionada en el ítem a) del numeral 9.5.3, siempre que no tenga una indisponibilidad comunicada y sustentada.

9.5.11.La falta de reserva en una Unidad de Generación con Reserva Asignada, provocada por indisponibilidades durante el día de ejecución, deberá ser reemplazada por la URS mediante el uso de otras unidades en control con reserva disponible. De no ser reemplazada, la URS incurrirá en déficit de reserva y se aplicará lo establecido en el Anexo IV del presente procedimiento.

“

2.1.8.Comentario 8

Observa que no se detalla cómo se debe implementar el mecanismo de mercado regulado para cubrir las necesidades extra de Regulación Secundaria.

Manifiesta que, en el numeral 9.5.1 se establece que se tiene que desarrollar un mecanismo de mercado regulado destinado a cubrir necesidades extra de Regulación Secundaria sin entrar en contradicción con los compromisos de los “contratos” adjudicados en la Provisión Base de la Reserva Secundaria; sin embargo, en ninguna parte de la Propuesta se desarrolla tal mecanismo de mercado. Por esta razón, consideramos de vital importancia que se defina y desarrolle el alcance de este mecanismo.

Por otro lado, se debe tomar en cuenta que el COES no puede firmar contratos con los Agentes ya que de acuerdo a la normativa vigente, el COES solo determina las transferencias entre Agentes siendo responsabilidad de estos el efectuar sus correspondientes pagos por lo que se debe acomodar la redacción a la legislación vigente. Al respecto, también tener en cuenta nuestros comentarios en la Observación 5, c) ii).


Con relación al Mercado de Ajuste, que se propone en la Propuesta de PR-22, éste tiene como finalidad cubrir las necesidades de reserva que requiera el SEIN, y que



no han podido ser cubiertas por la Provisión Base de los generadores. En este caso, el desarrollo de este Mercado de Ajuste propuesto considera los siguientes aspectos:

• La cantidad de reserva que se requiere en este mercado es la diferencia entre la necesidad de reserva del SEIN para un periodo y lo comprometido en la Provisión Base

• Todos los generadores calificados para la regulación secundaria de frecuencia están obligados a participar; si en caso no presentan oferta, se considerará una oferta por defecto.

• Por lo anterior, es requerimiento obligatorio el depósito de una oferta por defecto, al momento de la calificación, que será utilizada en ausencia de oferta para un periodo determinado para aquellas unidades de generación calificadas e integradas en una URS calificada.

• La oferta presentada debe ser oferta de precio y no de cantidad; la cantidad de reserva adjudicada la determina el SEIN en virtud de la disponibilidad y necesidades.

De forma similar a la Provisión Base, se ha dejado en libertad que el COES establezca los siguientes aspectos para el Mercado de Ajuste:

• Periodicidad de presentación de la oferta: Se establece como diaria, dependiendo de cuándo se presente la necesidad de reserva adicional a lo asignado a la Provisión Base.

• Aspectos técnicos de presentación de la oferta: Se dejan abiertos pues se considera que este tema debe ser objeto de una nota técnica de modo que, ante avances en tecnología/infraestructura, el método de presentación pueda modificarse sin alterar el contenido del procedimiento.

En lo relacionado a la firma de contratos por parte del COES, esto no se ha considerado dentro de la Propuesta de PR-22. En este sentido, se están realizando mayores precisiones sobre el mecanismo de asignación de Mercado de Ajuste, con la finalidad de evitar mayores confusiones.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a los numerales 4 y 9 de la Propuesta de PR-22, considerando lo siguiente:

“


(…)

4.2

(…)

Mercado de Ajuste de la RS: Mecanismo de mercado que complementa la Provisión Base para efectos de satisfacer las necesidades de Reserva (a subir y a bajar) para RS. El Mercado de Ajuste de la RS tendrá un horizonte temporal diario.

“

“



9.6.Mercado de Ajuste de la RS:

9.6.1.El mercado de Ajuste de RS tiene por objeto ajustar en el corto plazo la oferta de RS a las necesidades de Reserva del SEIN. Para ello, el mecanismo de este mercado destinado a cubrir requerimientos adicionales de RS, no debe entrar en contradicción con los acuerdos derivados de las actas de compromiso mencionados en el numeral 9.5.

9.6.2.El Mercado de Ajuste tiene por objeto complementar la Provisión Base en la provisión de las necesidades de Reserva y tiene una periodicidad diaria.

9.6.3.Las ofertas al Mercado de Ajuste de la RS serán presentadas por las URS, pero contendrán detalle a nivel de las Unidades de Generación.

9.6.4.La presentación de ofertas al Mercado de Ajuste de la RS será obligatoria para todas las Unidades de Generación en una URS y con Reserva para regulación disponible no comprometida en las actas de compromiso referidas en el numeral 9.5.

9.6.5.En caso de ausencia de ofertas, el COES tomará la oferta por defecto más reciente depositada por la URS.

9.6.6.Las ofertas al Mercado de Ajuste de la RS serán por el total de la Reserva disponible no comprometida de una URS, es decir por la Reserva disponible de cada una de sus Unidades de Generación disponibles con capacidad de regulación y a un precio establecido por el representante de la URS por debajo del límite superior marcado por OSINERGMIN.

9.6.7.OSINERGMIN publicará anualmente los precios máximos de oferta admitidos para el Mercado de Ajuste, teniendo en cuenta el estudio del COES mencionado en el numeral 6.1.2.

9.6.8.La asignación de Reserva se realizará para períodos de programación, iguales a los de asignación del Programa Diario de Operación.

9.6.9.El COES realizará una asignación conjunta del PDO con la Reserva para Regulación Secundaria publicando tras ello la información de la Reserva Asignada a cada Unidad de Generación dentro de la URS y el Precio del Mercado de Ajuste de la misma, para cada período de asignación. El proceso de asignación conjunta tendrá en cuenta las indisponibilidades comunicadas.

9.6.10.La falta de reserva en una Unidad de Generación con reserva asignada, provocada por indisponibilidades durante el día de ejecución, deberá ser reemplazada por la URS mediante el uso de otras unidades en control con reserva disponible. De no ser reemplazada, la URS incurrirá en déficit de reserva y se aplicará lo establecido en el Anexo IV del presente procedimiento.

9.6.11.La metodología para la asignación conjunta del PDO con la Reserva para Regulación Secundaria será establecida por el COES en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17.

9.6.12.Durante el periodo en que una URS fue designada para dar el servicio de RS, este servicio será monitorizado por el COES de acuerdo a los criterios que se establecen en el numeral 10. La calidad del servicio provisto será tenida en cuenta en las fórmulas de liquidación de los ingresos a percibir por las URS



“

2.1.9.Comentario 9

Observa el cálculo del Costo de Oportunidad.

Manifiesta que, la definición de PMPDO (Precio Marginal del Programa Diario de Operación final) mostrada en el anexo IV de la Propuesta de PR-22, se requiere precisar la barra cuyo precio marginal será considerado en el cálculo.

Por otro lado agrega que, durante la vigencia del DU-049-2008 el Costo Marginal de Corto Plazo (CMgCP) está definido a partir de un despacho sin restricciones de transmisión eléctrica y ni de producción y transporte de gas de Camisea. Conceptualmente este CMgCP representaría el costo de oportunidad de la energía en el mercado. El PMPDO no tendría correlación con el CMgCP debido a que el PDO se elabora considerando todas las restricciones existentes en el sistema por lo tanto el cálculo de Costo de Oportunidad propuesto se encontraría disociado de su concepto.

Asimismo manifiesta que, se entiende que la formulación planteada es para cada intervalo de tiempo de la fase de programación por lo que sugerimos cambiar la denominación “…periodo de programación” por una redacción de la que se desprenda que se refiere a cada intervalo de la discretización utilizada en el modelo de programación de corto plazo.

Por otro lado, la formulación planteada sólo cubriría la pérdida de costo de oportunidad de la Reserva Asignada a Subir, mas no la correspondiente a la Reserva Asignada a Bajar, y además tiene la deficiencia que en la operación en tiempo real, la pérdida de costo de oportunidad puede ser mayor o menor a la que se determina únicamente con datos de la fase de programación, lo cual puede ser altamente controversial.


Al respecto, dentro de la Propuesta del PR-22, se contemplaba realizar la estimación del costo de oportunidad en base a los despachos de programación diaria, donde se prevé realizar una primera optimización considerando a los generadores con reserva asignada y una segunda optimización considerando a los generadores sin reserva asignada, donde la diferencia de ambos es el costo de oportunidad que el generador está dejando de percibir por brindar el servicio de reserva. En este caso, salvo grandes eventualidades o fallas, se entendería que este costo de oportunidad, que se aproxima con el programa diario, debería ser casi igual que el que se presente en la operación en tiempo real en condiciones normales.

Asimismo, en el costo de oportunidad propuesto se incluye la reserva asignada a subir por considerar que se pierde la oportunidad de vender la energía no producida en un periodo, por dar el servicio de reserva; mientras que, no se incluye la reserva asignada a bajar por no tener una pérdida de oportunidad inherente de vender la energía no producida.

Sin embargo, en vista que por efecto del Decreto de Urgencia N° 049-2008 se estima los costos marginales de corto plazo con los supuestos de que no se tiene restricción de producción o transporte de gas natural y de transmisión de electricidad, es decir con un despacho idealizado diferente a la operación real; resulta previsible que el costo de oportunidad que se considere para la liquidación del servicio de Reserva Secundaria, en base a la programación diaria, no va a tener correlación con el costo de oportunidad que resultaría de costos marginales de corto plazo en aplicación del referido Decreto de Urgencia.



En este sentido, con la finalidad de contemplar la vigencia de este Decreto de Urgencia, se está modificando la definición del costo de oportunidad donde se precisa que se incluirá el costo marginal de corto plazo, previa comparación de que esta sea menor que el costo variable de la unidad, mientras que la potencia y energía dejada de producir se hará con los despachos de la programación diaria.

En lo relacionado al concepto “período de programación”, éste se va a considerar dentro de las definiciones del numeral 4 de la Propuesta de PR-22, y efectivamente se hará referencia que corresponde a los intervalos de discretización que se utiliza para la programación diaria, que actualmente es de cada 30 minutos.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a los numerales 4, 8 y 11 de la Propuesta de PR-22, así como al Anexo IV del mismo, considerando lo siguiente:

“


(…)

4.2

(…)

Período de programación: Intervalo discretizado de tiempo establecido en el Procedimiento Técnico COES PR-02 “Programación de la Operación Diaria del Sistema Interconectado Nacional”, donde se programa las potencias de los generadores en el PDO y la Reserva para Regulación Secundaria.

(…)

“

“

8.2.La programación de la Reserva total requerida en el SEIN será en el Periodo de Programación, que corresponde a los mismos establecidos para el PDO.

8.3 La magnitud de la Reserva Total requerida por el SEIN para la RS será establecida en el proceso de elaboración del Programa Diario de Operación (PDO) considerando los resultados del literal c) numeral 6.1.2, en forma de una proporción respecto a éste para la Reserva a Subir y la Reserva a Bajar

“

“

11.4.La liquidación económica del servicio prestado contemplará los siguientes términos, conforme al detalle indicado en el Anexo IV de este Procedimiento Técnico:

11.4.1.Costo de Oportunidad.

11.4.2.Asignación de Reserva.

(…)

“

2.1.10.Comentario 10

Observa que la Propuesta de PR-22 no establece de manera clara cómo la RS interactúa con reservas de mayor duración así como la determinación de su magnitud respecto de su utilización.



Manifiesta que el esquema de provisión de reservas es una política operativa mediante la cual las diferentes reservas (primaria, secundaria, terciaria o de mayor duración) interactúan de manera secuencial a fin de recuperar el margen de regulación de la reserva que la precedió. En ese sentido, la reserva primaria por ser la más rápida sirve para restablecer rápidamente el balance generación-demanda; sin embargo, por su naturaleza se agota rápidamente y se requiere de la reserva de regulación secundaria para recuperar el margen de RPF. En el caso de la Propuesta la magnitud de RSF es determinada en función al error de la desviación de demanda y debe poder cubrir desviaciones con una probabilidad del 95%. En ese sentido, su utilización por valores debajo de esta magnitud podría considerarse normal; sin embargo, si la desviación es sostenida en el tiempo (por ejemplo 1 hora o 2 horas) la reserva disponible volvería muy pequeña para seguir atendiendo posibles incrementos (o decrementos) de demanda. En estos momentos se requiere del ingreso de una reserva que puede ser más lenta en desplegarse o incluso unidades paradas con un tiempo corto de sincronismo que permita recuperar el margen de reserva para RSF.

Esta reprogramación de la RSF podría tener tiempos menores a la hora, por ejemplo cada 10, 15 o 30 minutos; sin embargo, de lo redactado en el numeral 9.6 se interpreta que esta Asignación Extraordinaria se debe realizar en cada Ciclo de Operación, que de acuerdo al numeral 2.1 del Anexo 1 es cada 5 segundos. Adicionalmente, en el numeral 9.6.1 y 9.6.2 se indica que la Asignación Extraordinaria se realizará utilizando el orden de mérito establecido en el proceso de asignación conjunta señalado en el numeral 9.5.7. en cada Ciclo de Operación (cada 5 segundos), lo que no es coherente con una reasignación que se daría de la Reserva Secundaría cuando esta se agote, pudiendo ser mediante una reprogramación (que generalmente se da 2 o 3 veces al día) o mediante el uso de reserva terciaria).

Asimismo, se entiende que una lista de mérito no es el resultado de un proceso de asignación conjunta, ya que la asignación conjunta, por su propia naturaleza, obtiene tanto el despacho económico como las unidades o centrales que realizarán la RSF mediante un proceso de optimización que debe tomar en cuenta un horizonte mínimo de 24 horas hacia adelante. En este sentido, dicha asignación extraordinaria no resulta factible de realizarse cada 5 segundos.


Al respecto, se debe precisar que el mecanismo de Asignación Extraordinaria considerado en el Propuesta de PR-22, no está previsto para reponer la reserva para regulación secundaria. En este mecanismo se prevé para asignar los déficits de reserva de las URS que no cumplan, en forma de superávit, a otras URS que cumplan con sus obligaciones y adicionalmente provean reserva física adicional.

En este caso, se propone realizar una mejor precisión de este mecanismo en la Propuesta de PR-22, así como modificar el nombre de “Asignación Extraordinaria” por “Reasignación en Tiempo Real de Reserva por Déficit”.

Por otro lado, es cierta la afirmación del COES de que se puede requerir reservas con mayor duración para asegurar la restitución de la secundaria. Sin embargo, tales reservas no están previstas en la norma técnica, por lo cual se debe entender que pasado los 30 minutos que se establece para la regulación secundaria, ésta tendrá que ser repuesta por el coordinador mediante una reprogramación de las centrales de generación. Por lo cual también se realizará esta precisión dentro del PR-22.

Conclusión



Se requiere efectuar modificaciones a los numerales 5, 9 y 11 de la Propuesta de PR-22, así como al Anexo IV del mismo, considerando lo siguiente:

“

5.11.3.La característica mínima de respuesta exigida en el SEIN, que será tal que ante un evento que ocasione un déficit/superávit de generación igual o mayor a la magnitud de Reserva para RS programada, la respuesta para la RS se iniciará en los siguientes 20 segundos después de ocurrido el evento, estará completamente disponible en los siguientes 10 minutos y a partir de este momento, podrá sostenerse hasta por 30 minutos adicionales, momento en que se restituirá la reserva asignada para RS, mediante la modificación del programa de operación considerando los criterios de seguridad, calidad y mínimo costos operativos.

“

“

9.7.Reasignación en Tiempo Real de Reserva por déficit:

9.7.1.En caso de que en un Ciclo de Operación se compute Déficit de Reserva en el SEIN según lo especificado en el numerales 10.4 y 10.5, se reasignará esta Reserva en déficit a otras URS con una Reserva en Control superior a la Reserva Asignada, asignándoles superávit proporcionalmente a este margen, según lo especificado en los numerales 1.9 y 1.10 del Anexo III.

9.7.2.La liquidación económica de esta reasignación está contemplada en el Término por Superávit de Reserva que figura en el numeral 2.3 del Anexo IV.

“

“

11.4.3.Término por Superávit de Reserva,

(…)

11.7.Asignación del Costo de la RS:

11.7.1.El pago del monto de las compensaciones asociadas a las Unidades de Generación programadas para prestar el servicio de RS, excluidos el Término por Superávit de Reserva, será asignado a todos los Generadores en proporción a la generación de energía activa real de los mismos.

11.7.2.El pago del monto total de los Términos por Superávit de Reserva será repartido entre las URS con déficit proporcionalmente al déficit de las mismas.

“


Observa que, recuperación de costos por parte de las unidades con RS asignada.

Manifiesta que, en el proceso de asignación de reserva mediante la Provisión Base, el Mercado de Ajuste o Asignación Extraordinaria, podría darse el caso que se operen unidades forzadas (fuera del ranking) para brindar la Regulación Secundaria (RS), es decir, unidades que operen con RS asignada y cuyo Costo Variable sea mayor que el costo marginal del sistema.

Para este caso, se compensaría la potencia ofertada para RS al precio pactado, sin embargo faltaría definir la forma por la cual se compensaría la energía inyectada al sistema por esta unidad, la cual fue necesaria para brindar la RS. Al respecto, en el



numeral 11.6 del procedimiento pre-publicado se especifica la independencia de la remuneración del servicio RS y la operación de la unidad por otros servicios. Si la intención es que las unidades forzadas por RS recuperen sus costos operativos, dicho numeral debería extenderse para cubrir también todos los costos de operación de dichas máquinas.

Por otro lado el numeral 11.6 mencionado debería considerar el caso de la Asignación Extraordinaria con el mismo derecho que las unidades con asignación por Provisión Base o por Mercado de Ajuste de la RS.


Al respecto, en la respuesta de comentario 2.1.9, se precisa que el pago por la asignación de reserva para RS absorberá los costos operativos por la regulación, incluida la energía brindada de menos respecto a la programada. Sin embargo, en el caso de las unidades “forzadas” que podrían presentarse, se tendrían dos situaciones:

1. Unidades “forzadas” que serán arrancadas para proveer el servicio de regulación y que de no proveerlo no serían arrancadas debido a sus costes. A estas se les remunerará la energía mediante los procedimientos existentes y los términos de asignación de reserva, déficit, superávit y reserva no provista de acuerdo al PR22. Para estas unidades, el término “Costo de Oportunidad” será cero, pues realmente no existe una oportunidad perdida por el hecho de participar en la regulación secundaria, más bien al contrario, porque resultan programadas gracias a que proveen el servicio.

2. Unidades “forzadas” que fueron programadas por debajo de lo que habrían sido para permitir que dispongan de reserva para regulación secundaria. En estos casos, además de los términos anteriores existirá otro término de remuneración que será distinto de cero: el Costo de Oportunidad. Este término contempla los beneficios que la unidad habría obtenido de no haber provisto el servicio y, por tanto, haber salido programada en un punto superior. El objetivo de incluir este término es evitar que los agentes lo interioricen dentro del precio de su reserva, de modo que así los diferentes precios de reserva sean más fácilmente comparables y sea más sencillo establecer un precio máximo de la reserva del sistema y realizar un análisis de los resultados obtenidos.

En este sentido, con la finalidad de que no existan dudas de que la unidad no presentaría perdidas por su operación, se va a precisar que se compensará a los generadores que por dar el servicio de reserva, puedan incurrir en costos por consumo de combustibles de arranque – parada, de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga y operación sin establecer el costo marginal, definidos en el Procedimiento Técnico “Reconocimiento de costos eficientes de operación de las centrales termoeléctricas del COES.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones al numeral 11 de la Propuesta de PR-22, considerando lo siguiente:

“

11.8.Para las Unidades de Generación, en caso corresponda, se reconocerán sus costos por consumo de combustibles de arranque – parada, de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga y por operación sin establecer el costo marginal, producidos por cumplimiento de la Reserva, definidos en el Procedimiento Técnico “Reconocimiento de costos eficientes de operación de las centrales termoeléctricas del COES” o el que lo sustituya.



(…)

“


Observa que no se detalla el tratamiento de los Términos de Calidad en la ejecución del servicio.

El numeral 11.4.3, de la Propuesta indica que la liquidación económica del servicio prestado tendrá en cuenta los “Términos de Calidad” resultado del seguimiento especificado en el numeral 10 y cuya proposición y formulación detallada será determinada por el COES.

Igualmente que los casos anteriores, se considera que este aspecto debe estar completamente desarrollado en el procedimiento. En todo caso, se sugiere que toda iniciativa del COES sobre el particular sea aprobada por OSINERGMIN, teniendo en cuenta, que el COES no cuenta con facultades normativas y sus decisiones pueden ser impugnadas e incluso revocadas o anuladas.


Al respecto, esta observación se analiza dentro de la respuesta al comentario 2.1.10, donde se modifica el “Término de Calidad” por el “Término Superávit de Reserva” con la finalidad que se pueda compensar a aquellas unidades de generación que entreguen más reserva que las asignadas (superávit), debido a incumplimiento de otras unidades de generación con la reserva asignada (déficit)

Conclusión

Las modificaciones a la Propuesta de PR-22, se presentan en la conclusión del comentario 2.1.10.


Observa que no se detalla las la metodología y pruebas específicas para la habilitación de las “Grupos de generación”

Se considera que el detalle desarrollado en el numeral 7.6 es insuficiente mostrando solo criterios generales. Al igual que los casos anteriores, se considera que este aspecto debe estar completamente desarrollado en el procedimiento como un Anexo, de lo contrario sembraría mucha incertidumbre.

Asimismo, manifiesta que de acuerdo al numeral 5.3 se entiende que la calificación es una facultad inherente al COES. En ese sentido, correspondería aclarar que la decisión del COES de calificar o no a una URS o “Grupo de Generación” no será impugnable.


Al respecto, se considera que estos detalles técnicos de las evaluaciones a realizar para la calificación de las unidades de generación, deben ser definidos por el COES, con la finalidad que pueda realizar las precisiones o modificaciones que requiera, sin necesidad de tener que modificar el presente procedimiento.

Sin embargo, con la finalidad de evitar controversias, se hará una mayor precisión de las metodologías y pruebas que se puedan realizar para la calificación de las Unidades de Generación y de la URS, así como de que las calificaciones son impugnables y que los plazos sean en días hábiles y no calendarios.

Conclusión




“

(…)

7.4.4. El resultado del proceso de calificación de una URS no será impugnable.

(…)

7.5.4. El resultado del proceso de calificación de una Unidad de Generación no será impugnable.

(…)

7.6. Pruebas de Calificación para Unidades de Generación

7.6.1. Se realizarán pruebas obligatorias a evaluar la capacidad de realizar RS de una Unidad de Generación, en las siguientes condiciones:

a. Cada vez que una URS solicite la calificación de una Unidad de Generación de su titularidad.

b. Unidades de Generación calificados, cuyas pruebas posean una antigüedad mayor de cuatro (4) años.

c. Cuando el COES lo considere necesario, conforme al numeral 7.4.5.

Para todos los casos, el costo de estas pruebas será asumido por la URS que solicita la calificación o en la que está integrada la Unidad de Generación. El incumplimiento de estas pruebas obligatorias originará la pérdida de la calificación

7.6.2. La especificación de las pruebas de calificación de las unidades de generación será elaborada por el COES conforme la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17. El cual incluirá al menos las siguientes pruebas de calificación de las Unidades de Generación:

a. Velocidad de toma de carga.

b. Pruebas de integración y respuesta al mando remoto.

7.6.3. Las pruebas de velocidad de toma de carga consistirán al menos en lo siguiente:

a. Se tomará como banda o bandas de potencia a comprobar la que haya declarado la Unidad de Generación como útil para regulación secundaria. Para cada una de las bandas se aplicarán los literales b y c siguientes.

b. Posicionado la Unidad de Generación en el límite inferior de la banda, se dará orden remota de subir hasta el límite superior, midiendo el tiempo hasta que empiece a subir potencia, y el tiempo que tarde en alcanzar el límite superior, calculando con éste último el gradiente de toma de carga a subir.

c. Posicionado la Unidad de Generación en el límite superior de la banda, se dará orden remota de bajar hasta el límite inferior, midiendo el tiempo hasta



que empiece a bajar potencia, y el tiempo que tarde en alcanzar el límite inferior, calculando con éste último el gradiente de toma de carga a bajar.

d. Se comprobará que el tiempo de comienzo de respuesta, tanto a subir como a bajar es no superior a diez (10) segundos.

e. Se comprobará que los gradientes de toma de carga tanto a subir como a bajar, sumandos a los gradientes de otras unidades de la URS, son tales que la respuesta conjunta de la URS, en el total o parte de la banda dela unidad, es acorde con los requisitos descritos en el numeral 7.2.2.

f. En caso de calificar en el mismo proceso a varias unidades de generación, y que el conjunto de ellas, junto con las ya calificadas, no cumpla con el requisito del literal e, se tomará el subconjunto de ellas que lo cumpla y lo haga con la mejor respuesta, si existe.

g. En caso de resultar positivo para la Unidad de Generación el resultado de los numerales e ó f, los límites de la parte de la banda de potencia declarada en la que se cumpla constituirán los valores LSR y LIR calificados para la Unidad de Generación.

7.6.4. El registro del resultado de las pruebas será responsabilidad del COES, utilizando la información que reciba desde la URS en el programa AGC durante el desarrollo de las mismas.

7.6.5. Luego del desarrollo de las pruebas, el COES tendrá un plazo máximo de diez (10) días hábiles para informar a la URS del resultado de las mismas mediante un informe.

7.6.6. La URS tendrá un plazo de diez (10) días hábiles para presentar observaciones al informe del COES tras la recepción del mismo, las mismas que deberán ser absueltas por el COES en un plazo de diez (10) días hábiles, dando como resultado una calificación final de apta o no apta para la Unidad de Generación.

“


Observa que no se detalla cual es la tecnología adecuada para participar en la regulación secundaria de frecuencia.

En el literal a) del numeral 7.3.1 se indica que es requisito para la calificación de los “Grupos de Generación” el disponer de una tecnología adecuada para participar en la Regulación Secundaria. Al respecto, se considera que este aspecto debe estar desarrollado de tal forma que se pueda saber cuáles son los criterios a utilizar o los requisitos que una tecnología debe tener para ser considerada como adecuada para participar en la Regulación Secundaria.


Al respecto, no se puede precisar en la Propuesta de PR-22 qué tipo de tecnología deba participar en la regulación secundaria de frecuencia, puesto que en principio todas las unidades de generación se encuentran en capacidad de realizarla.

Sin embargo se va a dar una mayor precisión sobre las características de mando y respuesta, que de modo indirecto establece qué unidades están en capacidad de cumplirlo.



Conclusión


“

7.3. Requisitos para la calificación de las Unidades de Generación:

7.3.1. Solicitar previamente su inclusión en un listado, mantenido por el COES, en el que se detallarán todas las Unidades de Generación operativos en el SEIN que cumplan los siguientes requisitos, justificados en su documentación de diseño:

a. Disponer de capacidad para recibir consignas mediante un mando remoto.

b. Disponer de una banda de potencia en la que pueda responder a consignas tanto a subir como a bajar.

c. Tener capacidad para empezar a responder a las consignas enviadas en menos de diez (10) segundos.

“


Observa que el seguimiento del Servicio en Tiempo Real.

En el numeral 10.5 se indica que cuando una URS no cumpla con la condiciones del Servicio, será declarada como INACTIVO. Sin embargo, no se desarrolla cuáles son las consecuencias de esta declaración y cuál sería la actuación del COES frente a este escenario. Al respecto, solicitamos mayor precisión, en la medida que tampoco el Anexo I cumple con desarrollar este aspecto.


Al respecto, esto se encuentra establecido en el Anexo I de la Propuesta de PR-22, donde para asignar potencia de reserva se requiere estar en estado ACTIVO, por tanto el estar en estado INACTIVO supone para el AGC que no cuenta con esta URS para repartir el requerimiento total necesario en el SEIN.

Asimismo en el numeral 10 de la Propuesta de PR-22, se contempla que al mismo tiempo, de encontrarse en estado INACTIVO, la URS pierde toda su reserva asignada, que pasaría a ser un déficit de reserva, que se reparte a otras URS como superávit, y cuyo sobrecosto se repercute a las URS en déficit.

Conclusión

No se requiere efectuar modificaciones a la Propuesta de PR-22.


Observa la liquidación del Servicio

Sugerimos que se precise si lo señalado en el numeral 11.3 se refiere a la valorización mensual que debería ser realizada conjuntamente con las Valorizaciones de Transferencias, que efectúa el COES.

Asimismo, consideramos necesario que se precise el significado de “reserva fija comprometida” y en todo caso, se señale si se relaciona o no con lo desarrollado en el numeral 9.4.3 de la Propuesta.



Por otro lado, se observa que la metodología para determinar la magnitud de reserva secundaria que necesita el SEIN está basada fundamentalmente en la desviación del pronóstico de demanda respecto de la que fue programada (Anexo II del Procedimiento Técnico propuesto), por lo cual se sugiere analizar la conveniencia de que el pago por este servicio también considere aquella demanda que más se ha desviado, tomando en cuenta el respectivo pronóstico remitido al COES en cumplimiento del Procedimiento Técnico PR-03 vigente.


En lo relacionado a la liquidación mensual de este servicio, se precisará que se realizará en los mismos programas de transferencia de energía, tal como se solicita en el comentario, pero con una resolución diaria del servicio.

Con relación a la consulta de reserva fija comprometida, esta es una cantidad tipo “take or pay” que se establece en un acta de compromiso de Provisión Base. Sin embargo, se realizará una mayor precisión, para evitar posibles confusiones.

Al respecto, gravar los desvíos de la demanda desde el punto de vista técnico parecería factible, sin embargo no se considera pertinente realizarlo en el PR-22 debido a que estos cargos podrían entenderse como un cargo adicional a la demanda o al usuario que no se podría establecerse mediante un procedimiento COES, sino con un decreto o ley de índole superior.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones al numeral 11 de la Propuesta de PR-22, así

como el Anexo IV, considerando lo siguiente:

“

11.3. El servicio prestado por RS será liquidado por el COES con resolución diaria y se incluirá como una compensación en los programas de transferencia de energía mensuales que se realiza en cumplimiento del Procedimiento “Valorizaciones de Transferencia de Energía Activa entre Integrantes Generadores del COES” o el que lo reemplace, considerando para estos efectos al Generador que represente a la URS ante el COES. En el informe mensual se incluirá los pagos asociados a la RS y su asignación entre los Generadores.

“


El COES observa los siguientes puntos de forma:

Numeral 5.1. Se sugiere cambiar la palabra “regula” por un sinónimo a fin de

evitar cierta cacofonía en la lectura de la oración.

Numeral 5.16. Se sugiere cambiar la palabra “vigilará” por “supervisará” a fin de

utilizar los mismos términos que la Norma de Operación en Tiempo Real y el

Reglamento del COES.

Literal f del numeral 6.1.2. Se sugiere precisar que el factor K mencionado es el

factor Kbc a que se refiere el numeral 2 del Anexo I.

Numeral 6.3.1. Se sugiere cambiar la referencia al numeral 7.2 por el numeral 7

a fin que el cumplimiento cubra todo lo establecido en el mismo.



Numeral 7.2.4. Es necesario desarrollar lo que significa “tamaño relativo” en el

contexto del procedimiento propuesto.

Numeral 7.6.1. Se sugiere precisar que las pruebas tienen carácter

“obligatorio” cuando se cumplan las condiciones impuestas.

Numeral 8.2. Se sugiere cambiar la redacción del numeral a fin que la

redacción indique que la Reserva Total requerida será determinada en el

proceso de elaboración del PDO.

Numeral 8.3. Se sugiere cambiar el término “elaborada” por “determinada”.

Numeral 10.6.2. No existe el numeral 11.3.3 al que se hace referencia.

Numeral 12.1. Se considera que este numeral es redundante ya que su

contenido está normado en el numeral 6.1.2.

Numeral 12.7. Se solicita precisar a qué se hace referencia cuando se utiliza la

palabra “volumen”.

Numeral 12.8. Analizar la procedencia de trasladar lo detallado en este punto al

numeral 6.1.2.

Numeral 12.9. se sugiere cambiar la palabra “delta” por “Delta” para hacer

referencia a la definición establecida.

Numeral 2 del Anexo I. Eliminar los numerales 2.3 y 2.5 que están en blanco.

Numeral 1.4 del Anexo IV. Se considera que este numeral es redundante ya

que su contenido está normado en el numeral 11.3.


Al respecto, se ha revisado estas observaciones y se ha procedido a realizar las modificaciones de forma correspondiente dentro de la Propuesta de PR-22.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a la Propuesta de PR-22, conforme a lo solicitado.

2.2 Comentarios de Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía

2.2.1.Comentario 1

Se propone suspender el PR-21 y no aprobar el PR-22 hasta que se establezca la nueva normativa para el mercado de corto plazo y hasta que haya discusión activa por parte de todos los agentes.

Análisis del COES

El COES manifiesta que este punto fue analizado durante la aprobación del Procedimiento Técnico COES PR-21, donde se manifestó que la aprobación de este procedimiento, así como la Propuesta de PR-22 no se encuentran supeditados a la vigencia del Reglamento del Mercado de Corto Plazo. Esto en virtud del mandato contenido en la Resolución Directoral N° 069-2011-EM/DGE, que modificó



la NTCOTRSI y ordenó al COES elaborar los procedimientos técnicos referidos a la RPF y RSF.


Al respecto, este punto fue analizado en la aprobación del Procedimiento Técnico COES PR-21, por lo cual estamos de acuerdo con la respuesta del COES, en el sentido de que el PR-22 (al igual que el PR-21), son independiente de la existencia del Mercado de Corto Plazo.

Conclusión


2.3 Comentarios de KALLPA

Comentarios Generales

2.3.1.Comentario 1

La Regulación Secundaria es un servicio complementario que involucra importantes montos de inversión para la implementación de los AGC con la finalidad de regular de forma automática la frecuencia; asimismo esta implementación incrementa los costos de operación incurridos en la provisión de este servicio y considerando que la calidad del servicio eléctrico se ve mejorado para el beneficio de los usuarios, estos costos, tanto de inversión como operación debe ser asumida por: a) La Demanda y b) Los Generadores RER no gestionables, pues tal como lo indica el OSINERGMIN en su Informe Técnico N° 0027-2014-GART de esta propuesta, son ellos quienes hacen que el mecanismo actual de regulación manual resulte insuficiente:

“Dado que, con la tecnología actual, la capacidad de almacenamiento es muy limitada respecto al volumen de demanda, es necesario contar con una regulación constante de la generación para mantener el sistema en equilibrio, lo cual beneficia a todos los integrantes del sistema eléctrico. Esto a su vez, requiere que en el sistema exista capacidad para variar a voluntad el nivel de generación respecto a lo programado.

Este efecto puede verse potenciado por la penetración de generación RER no gestionable, cuya evolución en tiempo real no depende de mando alguno, sino que responde a la disponibilidad de los recursos renovables (viento, luz solar, etc.) que la originan. Lo que incrementa la incertidumbre que ocasionan otros aspectos de la operación como pérdidas de generación, fallas en la red, etc.”

En el numeral 11.7.1. se indica: El pago del monto de las compensaciones efectuadas a los Grupos de generación que prestaron el servicio de RS, excluidos los términos de calidad, será asignado a todos los Generadores en proporción a la generación real de los mismos.

Al respecto, el OSINERGMIN plantea en este procedimiento que los generadores asuman el pago por el servicio, en ese sentido se manifiesta que no existe Norma, Decreto o Ley que sustente y de facultades al OSINERGMIN , para que se asigne el costo por el servicio complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia (“RSF”) a los generadores. Asimismo, reiteramos que con esta propuesta de procedimiento, para que un generador pueda dar el servicio de RSF, debe realizar cuantiosas inversiones que sumado a la perdida de lucro cesante para implementar estas, ocasionaría un grave daño al patrimonio a éstas.



Además, luego de realizar estas adecuaciones y suponiendo que se esté dando el servicio de RSF, el propio generador que realizo la millonaria inversión inicial, pagaría por este servicio en forma indefinida mes a mes lo que significa que el generador tiene que invertir y pagar su propia inversión.

Sin perjuicio de lo descrito, sabemos que el Sistema Eléctrico Peruano es un sistema pequeño (poca inercia) con respecto a otros países, en donde variaciones de carga, como el de Aceros Arequipa, SiderPeru y otros, ocasionan variaciones grandes de frecuencia en perjuicio de la calidad de esta del SEIN. En ese sentido, consideramos que la demanda debe ser considerada para la remuneración de la reserva y se debe buscar los mecanismos para que sean incluidos en este procedimiento. Finalmente debemos recalcar, que de acuerdo al Anexo II de estos procedimientos, la generación de Recursos Energéticos Renovables de tipo no gestionable ocasiona un deterioro en la calidad de frecuencia, éstas por tanto deben ser incluidas también en el pago por el servicio de regulación secundaria.

Análisis del COES

El COES manifiesta que este punto, fue analizado durante la aprobación del Procedimiento Técnico COES PR-21, donde se pronunció respecto a la imposibilidad de que a través de un procedimiento técnico COES se pueda asignar un costo que sea pagado directamente por la demanda.

Asimismo, podría existir la alternativa que dicho costo sea asignado a la demanda de una forma indirecta; es decir, mediante su suministrador el que a su vez podría traspasarlo a su cliente pero la implementación de este mecanismo debería contar con un periodo transitorio de adecuación a fin que permita a los suministradores incluir este tipo de cargo en los nuevos contratos que firmen con los usuarios o la posibilidad de firmar adendas a los mismos.

Por otro lado, sobre la posibilidad de que la componente del costo de la RSF que sea atribuible a la Generación RER No Gestionable sea asumido por sus titulares, se debe indicar que conceptualmente sería correcto; sin embargo, es necesario que el Ministerio de Energía y Minas, en calidad de concedente, y OSINERGMIN evalúen el marco legal vigente para este tipo de generación, así como los contratos de concesión firmados con los Generadores RER a fin de determinar si dicho costo puede ser asignado a estos generadores.


Al respecto, este pedido de que el servicio de RPF y RSF sea remunerado por la demanda fue analizado en la aprobación del Procedimiento Técnico COES PR-21, por lo cual estamos de acuerdo con la respuesta del COES, en el sentido de que mediante este procedimiento no se puede asignar un costo que deba pagar la demanda.

Con relación a la solicitud de que se incluya el pago únicamente de los generadores RER, hay que tener en cuenta que efectivamente, la reserva requerida se puede incrementar por la generación RER no gestionable que se tenga en la operación del SEIN, pero que, sin embargo, no es factible identificar claramente qué parte de la reserva es debida a la RER, y más aún, considerando que éstas tienen una baja participación actualmente en el SEIN. Asimismo, si se quisiera seguir el criterio de identificar quiénes deberían remunerar este servicio de RSF, ésta debería ser asumida por los agentes que se desvían de sus programas de operación, sean estos de generación gestionable o no. Por lo expuesto, se considera que el pago de los generadores RER debería ser de forma similar al resto de generadores.

Conclusión




2.3.2.Comentario 2

Sin perjuicio de lo mencionado en el literal anterior, debemos indicar que el 30 de agosto de 2012, el Ministerio de Energía y Minas emitió el Decreto Supremo 032-2012-EM que en su artículo 3 establece lo siguiente:

“Suspéndase la aprobación de los Procedimientos Técnicos relacionados con el Reglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo N° 027-2011-EM, hasta que se culmine con el proceso de revisión y modificación del mencionado Reglamento.

El Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección General de Electricidad, prepublicará el proyecto de modificación del Reglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad, así como de los artículos correspondientes del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, en un plazo de 06 meses, contando desde la publicación del presente Decreto Supremo”.

La regulación de frecuencia (RPF y RSF) vienen a ser parte de los Servicios Complementarios, los cuales se están tratando dentro del alcance del Mercado de Corto Plazo (“MCP”) y al haberse suspendido la aprobación de los procedimientos relacionados al MCP, consideramos que el procedimiento Nº 22, cualquier modificación o reemplazo también estaría suspendida hasta que se aprueba un nuevo Reglamento del MCP y se establezca el tratamiento que se debe dar a los servicios complementarios.

Análisis del COES

Ver respuesta de comentario 2.2.1


Ver respuesta de comentario 2.2.1.

Conclusión


Comentarios Específicos

2.3.3.Comentario 1

En el Artículo 3 del proyecto de resolución que publica el PR-22 se indica que este Procedimiento entraría en vigencia el 01.01.2016, luego que esté en servicio el AGC, así mismo, el Artículo 5 de este mismo proyecto indica mientras no entre en vigencia el PR-22, se mantendrán en vigencia algunos ítems del Actual PR-22.

Observación: No se aclara cómo será la remuneración de la reserva secundaria en el periodo de transición entre los años 2014 al 2016.

Análisis del COES

No presenta opinión.


Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del comentario 2.1.2 realizado por el COES, y en efecto se está proponiendo una modificación del Propuesta de PR-22, estableciendo un mecanismo para el periodo transitorio que iría desde la vigencia del procedimiento hasta la entrada en operación del AGC.



Conclusión

Las modificaciones a la Propuesta de PR-22 se presentan en la conclusión del comentario 2.1.2.

2.3.4.Comentario 2

En el numeral 6.1.2 h) se indica como responsabilidad del COES realizar un estudio anual en el que se detalle lo siguiente: “Los precios máximos aplicables al servicio de Regulación Secundaria en el Mercado de Ajustes, cuando éste se establezca.”

Observación: Consideramos que este estudio anual, los precios máximos aplicables deben limitar, además del “Mercado de Ajustes”, al sistema de “Provisión Base” para la prestación de la regulación Secundaria con el objetivo de eliminar la volatilidad del precio Base al inicio de vigencia del PR-22. Además, es necesario que el procedimiento establezca criterios básicos para determinar estos precios por motivos de transparencia y predictibilidad, y de esta manera se evite que los precios máximos resulten de criterios discrecionales que distorsionen el mercado y determine la acumulación de rentas extraordinarias por parte del proveedor del servicio, si es que, ante falta de competencia, resulten precios demasiado elevados.

Finalmente, antes de ser emitido al OSINERGMIN, el estudio elaborado por el COES debe ser presentado a los Agentes del SEIN para sus respectivos comentarios y observaciones que serán consideradas en la versión final a emitirse al OSINERGMIN. Esto se sustenta por las implicancias técnicas y económicas que generan la determinación de la Reserva Rotante para la RSF, tienen impacto directo en las Maquinas Generadoras, por lo tanto somos de la opinión que el estudio anual debe ser revisado y, de ser el caso, comentado, en una primera fase por las empresas de generación, y en una segunda fase, por OSINERGMIN (luego de haber incluido los comentarios de los generadores).

Análisis del COES

Con relación a este comentario, el COES menciona que en la página 28 del Informe Técnico COES/D/DO/SPR-INF-068-2013 que se adjuntó a la carta COES/D-357-2013, se consideró como adecuada dicha observación para lo cual se sugirió que la elaboración del estudio en cuestión pueda considerar, sin carácter vinculante, las observaciones y comentarios de los Agentes del SEIN.


Al respecto, se ha realizado una mayor precisión sobre la Provisión Base y el Mercado de Ajuste que se encuentran en los comentarios 2.1.7 y 2.1.8.

Con relación a la propuesta de que el Estudio Anual sea revisado por los agentes tal como comenta la empresa y acepta el COES. No se tiene inconveniente en agregar, siempre y cuando se precise que sus opiniones no son de carácter vinculante.

Conclusión


“

3.1. Estudio anual que determine los coeficientes para el cálculo de la reserva rotante para Regulación Secundaria, los parámetros necesarios para los programas AGC, los desvíos de frecuencia admisibles y la evaluación del desempeño de la Regulación Secundaria, conforme a lo establecido en el numeral 6.1.2., que será presentado a más tardar el 31 de octubre de cada año al OSINERGMIN. Este



estudio considerara, sin carácter de vinculante las observaciones y comentarios de los Agentes del SEIN.

“

2.3.5.Comentario 3

El numeral 7.2.3 indica: “Disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar y recibir, en cada ciclo de operación, la información a intercambiar con el COES que se especifica en el Anexo I, numeral 5. Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima del 99,95%” el subrayado es nuestro. Y el numeral 7.3.2. Indica “Disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar a la URS en cada ciclo de operación la información que la URS debe enviar al COES referente a este grupo según el numeral 5 de Anexo I, y recibir de la URS las consignas de potencia necesarias. Las características necesarias serán determinadas por el COES. Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima del 99,95%”, el subrayado es nuestro.

Observación: La Norma Técnica de Intercambio de Información en Tiempo Real “NTIITR” asegura que la mínima disponibilidad de las señales que una empresa envía al COES será de 98%, en ese sentido, OSINERGMIN debe tener presente esto a fin de que se adecue esta propuesta del Procedimiento Nº22 a la referida NTIITR.

Cabe indicar que la implementación de los sistemas de comunicaciones para intentar asegurar una disponibilidad de señales del 99.95% tendría un costo millonario, este sistema además, no aseguraría la disponibilidad solicitada en esta propuesta.

Análisis del COES

Respecto a este punto, el COES considera que sí es necesario establecer cuál debe ser la disponibilidad mínima del envío de las señales en tiempo real al COES. Asimismo, por ser un requerimiento específico a un servicio complementario, esta disponibilidad puede ser más estricta que la que establece la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR), para el caso de envío de señales para el sistema SCADA del COES.


Al respecto, se acepta la opinión del COES y se modifica el numeral 7 referenciando la exigencia a lo que establezca el COES, con límite inferior lo que dicte la NTIITR.

Conclusión


“

7.2.4.Disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar y recibir, en cada Ciclo de Operación, la información a intercambiar con el COES que se especifica en el Anexo I, numeral 5. Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima igual a la establecida en la NTIITR.



(…)

7.3.2.Disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar a la URS en cada Ciclo de Operación la información que la URS debe enviar al COES referente a esta Unidad de Generación según el numeral 5 de Anexo I, y recibir de la URS las consignas de potencia necesarias. Las características necesarias serán determinadas por el COES. Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima igual a la establecida en la NTIITR.

“

2.3.6.Comentario 4

El numeral 7.2.4, indica “En caso de superar determinados umbrales en términos de tamaño relativo respecto al total del SEIN, las URS deberán contar con capacidad de Regulación Secundaria de Frecuencia propia. Estos umbrales serán establecidos por el COES.”

Observación: Se solicita aclarar este numeral y definir el término “umbral”.

Análisis del COES



Al respecto, se ha revisado este numeral y se han agregado las expresiones matemáticas de los cocientes a los que se aplicarán los umbrales, lo que deberá ser definido por el COES dentro de la Nota Técnica que se solicita en el numeral 6.1.17 de la Propuesta de PR-22; sin embargo, a fin de evitar interpretaciones diferentes, se realizará una mayor precisión en este numeral.

Conclusión


“

7.2.5 En caso de superar determinados umbrales en términos de tamaño relativo respecto al total del SEIN, las URS deberán contar con capacidad de Regulación Secundaria de Frecuencia propia. Estos umbrales serán establecidos por el COES, y se referirán al valor de los siguientes cocientes:

Donde:

NU: Número de URS en el SEIN. NGi: Número de Unidades de Generación en la URS i. RRSg, RRBg: Reservas regulantes a subir y a bajar de la Unidad de Generación g, según se especifica en el numeral 1.2 del Anexo III.

“



2.3.7.Comentario 5

El numeral 9.4.3, indica “Las cantidades en Provisión Base podrán estar divididas en dos bloques con precios eventualmente distintos, según se acuerde en el acta de compromiso:

a. Un bloque fijo de reserva asegurada que se asignará y liquidará económicamente en cualquier caso.

b. Uno o varios bloques variables que serán asignados hasta completar la reserva total requerida en el SEIN, siempre y cuando el Mercado de Ajuste no haya entrado en vigor.” y,

El numeral 9.4.7 indica “Los adjudicatarios del servicio para la Provisión Base suscribirán con el COES un acta de compromiso que refleje la duración del servicio, las cantidades mínimas de servicio a ser asignadas y distribuidas en periodos temporales, los precios de las bandas a subir y a bajar y cualquier otro aspecto que fuere necesario de acuerdo a la legislación vigente.”

Observación: Sugerimos que se debe establecer un límite máximo al precio por la Provisión Base, tanto fija como variable, debido a que en el comienzo de vigencia del procedimiento existirán muy pocas URS que oferten Reserva Secundaria, lo que acarreará en una alta volatilidad en el precio que se oferte entre las pocas URS disponibles.

Análisis del COES

Respecto a este punto, el COES considera que es parte del diseño del mecanismo de adjudicación que se vaya a implementar; por lo cual, estaría contenido en la observación del COES relacionada a que el Procedimiento Técnico debe contener el detalle del proceso de adjudicación que debe implementar el COES que a su vez debe contener esta precisión.


Al respecto, se ha realizado una mayor precisión sobre la Provisión Base, la misma que que se encuentra en el comentario 2.1.7.

Conclusión

Las modificaciones a la Propuesta de PR-22 se encuentran en la conclusión del comentario 2.1.7.

2.3.8.Comentario 6

La liquidación económica del servicio prestado contemplará los siguientes términos:

“11.4.1. Coste de Oportunidad: correspondiente a la energía no despachada en el programa diario a un grupo que oferta RS para permitirle poner a disposición del sistema banda de regulación. La energía no despachada por este motivo será valorada al precio marginal del programa diario y constituirá un derecho de cobro del prestatario del servicio.”

Observación: La compensación de la energía no despachada debe ser realizada al CMg ejecutado publicado en etapa de evaluación. Adicionalmente debemos indicar que este numeral sólo incluye los casos de costos de oportunidad por energía no despachada.

En el caso de las termoeléctricas, el costo de oportunidad no debería ser el costo marginal, sino el costo marginal menos el costo variable. Asimismo el Costo Marginal utilizado no debe ser del Programa Diario, sino el real utilizado en las valorizaciones debido a que, las desviaciones en la demanda, mantenimientos



correctivos de LLTT y unidades de generación, incertidumbre en la hidrología, etc. ocasiona en el día operativo variaciones en el costo marginal, por tanto, realizar la compensación con el CMg del PDO, ocasionaría perjuicios económicos y no reflejaría la real perdida de oportunidad.

Análisis del COES



Al respecto este tema del costo de oportunidad se analiza en los comentarios 2.1.9 y 2.1.11.

Conclusión

Las modificaciones a la Propuesta de PR-22 se encuentran en la conclusión de los comentarios 2.1.9 y 2.1.11.

2.3.9.Comentario 7

Se recomienda que se revise la redacción de las nuevas definiciones de esta propuesta tales como Reserva Asignada, Reserva Control, Reserva Asignada a la URS, Reserva Regulante, Reserva Reconocida.

Análisis del COES

El COES coincide con la opinión de los Agentes ya que puede prestarse a confusiones o interpretaciones diferentes a las buscadas con el Procedimiento.


Al respecto este tema de las definiciones se analiza en el comentario 2.1.5.

Conclusión


2.3.10.Comentario 8

Con la finalidad de que las empresas puedan evaluar la conveniencia de prestar el servicio de RS (para que se pueda evaluar las inversiones necesarias), se solicita al OSINERGMIN realice un ejemplo numérico teórico, donde se determine los montos que se tendrían para remunerar este servicio, con los criterios expuestos en el Anexo IV del procedimiento propuesto.

Análisis del COES

El COES opina que al fin que la metodología quede completamente clara, se considera conveniente que el Procedimiento incluya un ejemplo numérico de la metodología que finalmente se establezca.


Al respecto, se elaborará un archivo con un ejemplo numérico de este procedimiento, el cual será puesto a disposición de los interesados.

Conclusión




2.4 Comentarios de ENERSUR


2.4.1.Comentario 1

A. El OSINERGMIN se encuentra impedido de aprobar el procedimiento técnico del COES sobre “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”

1. El literal a) del artículo 11.5 de La Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (según ha sido modificada, la Ley de Generación Eficiente”), establece que el Reglamento del Mercado de Corto Plazo definirá los lineamientos para:

“El funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo”.

2. El mencionado Reglamento de Mercado de Corto Plazo ha sido aprobado mediante Decreto Supremo 027-2011-EM y el mismo ha considerado, como parte del funcionamiento del Mercado de Corto Plazo, reglas sobre los Servicios Complementarios. En efecto, el último párrafo del numeral 3.1.1. del artículo 3 del Decreto Supremo establece que:

“Los costos asociados a las inflexibilidades de operación y Servicios Complementarios que no estén incluidos en la determinación de los Costos Marginales de Corto Plazo nodales serán determinados por el COES conforme al Procedimiento correspondiente”. (resaltado agregado)

Asimismo, el numeral 7.2 (Reconocimiento de los Costos por Inflexibilidades Operativas y Servicios Complementarios) del Decreto Supremo 027-2011-EM dispone que:

“7.2. El COES contará con el Procedimiento para definir los pagos correspondientes”. (resaltado agregado)

A este respecto, cabe recordar, además, que el término “Procedimiento” se encuentra definido en el Decreto Supremo 027-2011-EM de la siguiente manera:

“Procedimientos aprobados por OSINERGMIN conforme a lo establecido en el Reglamento del COES, aprobado por D.S. Nº 027-2008-EM o el que lo sustituya”.

De las normas antes citadas, no queda duda de que los Servicios Complementarios forman parte de la configuración del Mercado de Corto Plazo según esto ha sido determinado por el Decreto Supremo 027-2011-EM; es decir no estamos ante algo opinable porque ya ha sido definido por el Decreto Supremo 027-2011-EM.

3. En tal sentido, no es correcta la posición del COES y de Osinergmin expuesta en el Informe Nº 0408-2013-GART, de fecha 27 de septiembre de 2013, según la cual “(…) la Ley 288327 [SIC] en su Capítulo Tercero referido al Mercado de Corto Plazo, dispone que el RMCP establecerá los lineamientos para una serie de temas, no estando la regulación de los Servicios Complementarios dentro del mismo8 [SIC].

En ese sentido, queda claro que el RMCP puede no establecer la regulación de los Servicios Complementarios, ya que, la misma no fue impuesta por la Ley Nº 28832 ha [SIC] reglamento”. (resaltado agregado)

En efecto, como hemos indicado en los numerales 1 y 2 anteriores, la regulación de los Servicios Complementarios como parte del Mercado de Corto Plazo ya ha sido definida por el Decreto Supremo 027-2011-EM (publicado en cumplimiento



de lo dispuesto en el artículo 11.5 de la Ley de Generación Eficiente). No nos encontramos ante un tema todavía pendiente de definir, como lo estaría planteando el COES y Osinergmin, sino que, reiteramos, ya ha sido definido por el Decreto Supremo 027-2011-EM.

Ni el COES ni el Osinergmin pueden modificar o alterar la configuración del Mercado de Corto Plazo que ha efectuado el Decreto Supremo 027-2011-EM, configuración en la cual están considerados los Servicios Complementarios.

4. Siendo que los procedimientos sobre Servicios Complementarios son procedimientos relacionados al Mercado de Corto Plazo, (tal como queda demostrado con una simple lectura del Decreto Supremo 027-2011-EM), la aprobación de los mismos se encuentra SUSPENDIDA en virtud de lo dispuesto por el Decreto Supremo 032-2012-EM.

En efecto, el artículo 3 del Decreto Supremo 032-2012-EM señala lo siguiente:

“Suspéndase la aprobación de los procedimientos técnicos del COES relacionados con el Reglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo Nº 027-2011-EM, hasta que se culmine con el proceso de revisión y modificación del citado Reglamento”.

5. Así mismo, es ampliamente conocido que los servicios complementarios incluyen, entre otros, la regulación primaria y regulación secundaria de frecuencia, lo cual se confirma en los numerales 2.1 y 2.2 del Informe N° 0027-2014-GART y fue manifestado durante la exposición realizada por OSINERGMIN en la audiencia pública realizada el 23 de enero de 2014.

6. Si el OSINERGMIN y el COES no suspenden la aprobación del presente procedimiento (PR-22), estarían incumplimiento lo dispuesto en el artículo 3 del Decreto Supremo 032-2012-EM.

Reiteramos, ni el COES ni Osinergmin pueden modificar la configuración del Mercado de Corto Plazo ya efectuada por el Decreto Supremo 027-2011-EM, el cual contempla como uno de los procedimientos relacionados con el mismo a los procedimientos sobre Servicios Complementarios3

Es por las mismas razones antes expuestas en este documento, además, que Osinergmin debe derogar el PR-21, Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia, aprobado mediante Resolución Nº 194-2013-OS/CD.

Análisis del COES




Adicionalmente, se debe precisar que la limitación impuesta en la Única Disposición Transitoria del Reglamento del Mercado de Corto Plazo - Decreto Supremo N° 027-2011-EM, no alcanza a la regulación de los servicios complementarios (como la Regulación Secundaria) mediante Procedimientos Técnicos del COES, toda vez que este tipo de servicios se encuentran especialmente regulados en la Norma Técnica de Coordinación de la Operación en Tiempo Real – Resolución Directoral N° 014-2005-EM-DGE (NTCOTR). Por lo tanto, su regulación se concreta mediante

3 Es por las mismas razones antes expuestas en este documento, además, que Osinergmin debe derogar

el PR-21, Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia, aprobado mediante Resolución Nº

194-2013-OS/CD



un Procedimiento Técnico, se realiza al amparo de la NTCOTR y no del Reglamento del Mercado de Corto Plazo.

Conclusión


2.4.2.Comentario 2

B. El pago de la Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia corresponde a la demanda.

1. Sin perjuicio de que legalmente no corresponde la aprobación del proyecto de PR-22 conforme hemos indicado en el literal A precedente (en virtud de lo establecido en el Decreto Supremo 032-2012-EM); consideramos que la presente normativa adolece de errores conceptuales adicionales:

o En el Proyecto se asigna el pago de la Regulación Secundaria de Frecuencia a los generadores. Sin embargo, OSINERGMIN no ha presentado el sustento que justifique dicha asignación. Se debe tener en cuenta que son los generadores los que prestarán el servicio de regulación de frecuencia y por lo tanto, resulta ilógico que se les impute a ellos mismos el pago de dicho servicio.

o Es la demanda la que debe asumir el pago de la Regulación de Frecuencia, tal como se puede inferir del propio Informe Técnico N° 027-2014-GART. En efecto, en la página 69 de dicho informe se menciona que el costo evitado por interrupciones en el sistema debido a la implementación de un AGC es del orden de 622 800 USD/Año, valor: obtenido con el valor de la Energía no Servida (6000 USD/MWh). Es decir, ese es el beneficio que obtendrían los usuarios del suministro eléctrico por la implementación de un AGC al evitarse interrupciones por falta de regulación automática de regulación secundaria de frecuencia.

Lo antes mencionado (que la regulación de frecuencia debe asumirla la demanda), es coherente con dispuesto por la Ley 29970, “Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el sur del País”. En el numeral 1.2 de esta Ley se establece que la confiabilidad de la cadena de suministro de la energía para el mercado nacional tiene prioridad y es asumida por toda la demanda que es atendida por el sistema nacional. Asimismo, en su numeral 1.1. establece que a fin de incrementar la confiabilidad en la producción y transporte de energía, el Ministerio de Energía y Minas, en uso de sus facultades, consideran entre otros, la mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva).

o Este procedimiento involucra nuevos conceptos anteriormente no contemplados ni regulados, así mismo impone especificaciones de calidad antes no establecidas, así como la implementación de sistemas de automatismos y telecomunicaciones no exigidos anteriormente. Todo lo que significa un conjunto de inversiones que deben ser reconocidas por quienes son los que reciben el servicio, es decir por los usuarios del suministro de electricidad.

2. De otro lado, consideramos conveniente efectuar algunas precisiones respecto de lo indicado en la Audiencia Pública llevada a cabo el día 23.01.14. De acuerdo con lo expuesto en dicha audiencia, la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) no es remunerada; presentándose dicha afirmación como un criterio unánime a nivel mundial. Sin embargo, tal afirmación no es correcta. En efecto, mercados modernos y maduros la regulación primaria de frecuencia es remunerada, conforme se muestra en el cuadro siguiente:



Análisis del COES




Referente a la observación relacionada con la Audiencia Pública realizada, se precisa lo siguiente:

• La afirmación de que en la Audiencia Pública se declaró criterio unánime el que la RPF sea no remunerada no es totalmente exacta. En efecto se indicó que el caso más frecuente para la RPF es el de carácter obligatorio y no remunerado, pero no se afirmó que fuera criterio unánime. De hecho, así figura en la presentación que se utilizó en tal Audiencia.

• La RPF y sus características no eran objeto de la Audiencia Pública, sino la Regulación Secundaria, y la propuesta de Procedimiento Técnico al respecto. Se mencionó la RPF en la introducción, pero sólo como sustento de la necesidad de contar con un servicio de Regulación Secundaria, ya que la RPF no es suficiente para devolver la frecuencia a sus valores de referencia, y mucho menos para controlar el flujo por los intercambios entre áreas.

En este sentido, no corresponde emitir una observación a un Procedimiento Técnico referido exclusivamente a Regulación Secundaria, mencionando otro servicio, que si bien está relacionado con la Regulación Secundaria en el sentido de que ésta complemente a aquella, puede y debe tener un tratamiento independiente.

• Respecto al fondo de la cuestión, efectivamente existen casi todos los casos posibles: obligatorio y no remunerado, obligatorio y remunerado, potestativo y remunerado. Para los casos mencionados en la observación, se tiene que:

PJM (EEUU):

La afirmación de que la RPF es remunerada en el caso de PJM es inexacta. En Las reglas de mercado recogidas en el manual nº 28, los servicios considerados son los siguientes con sus definiciones (extracto capítulo 1.1):

“[…] Regulation — The capability of a specific resource with appropriate telecommunications, control, and response capability to increase or decrease its output in response to a regulating control signal (see the PJM Manual for Balancing Operations).

Synchronized Reserve – The capability of a specific resource with appropriate telecommunications, control, and response capability to increase output (or reduce consumption) in response to a synchronized reserve event and/or operate at a point that deviates from economic dispatch (including condensing mode) to provide 10-minute reserve (see the PJM Manual for Balancing Operations).



Non-Synchronized Reserve – The capability of a specific non-emergency generation resource with appropriate telecommunications, control, and response capability to increase output from an offline state in response to a non-synchronized reserve event to provide 10-minute reserve (see the PJM Manual for Balancing Operations).

Operating Reserve — The amounts of generating Capacity scheduled to be available for specified periods of an Operating Day to ensure the reliable operation of PJM. […] “

No hay una correspondencia directa entre Regulación Primaria, Regulación Secundaria y Regulación Terciaria con la organización de los servicios complementarios en EEUU.

Sin embargo, la lectura de las definiciones parece indicar que ninguno de estos servicios corresponde a lo que se entiende como Regulación Primaria en Europa (ENTSO-E, que sí tiene una correspondencia directa con el término RPF definido en la NTCOTR) , donde se establece que es el servicio automático y descentralizada que mantiene el equilibrio entre demanda y generación en una Zona Síncrona, por medio de los reguladores de velocidad de las turbinas de los generadores, que ajustan la potencia de salida del generador como consecuencia de una desviación de frecuencia.

Esta misma opinión se puede encontrar en diversas referencias, como en:

[1]Rebours, Y., Kirschen D., “A Survey of Definitions and Specifications of Reserve Services”, Release2, 12/10/2005, The University of Manchester.

[2]Panduragan, V., Zareipour, H., Malik, O., “Frequency Regulation Services: A Comparative Study of Select North American and European Reserve Markets”, University of Calgary. North American Power Symposium (NAPS), 2012.

Reino Unido:

Reino Unido es un caso muy particular en lo que a la regulación de frecuencia se refiere, dado que no cuentan con una Regulación Secundaria automatizada, lo cual es posible por dos factores:

-No tienen interconexiones síncronas con el resto del continente Europeo.

-La organización de la regulación en una compleja estructura de reservas primaria y terciaria, ordenadas según las exigencias de respuesta, y sobre todo con la existencia de una reserva primaria de respuesta inicial (Primary Response Reserve) a la que se le exige una gran capacidad (acción inmediata y plena disponibilidad en 10 segundos, National Grid Code), mayor de la exigida en la mayoría los otros Sistemas de Potencia.

Dada la particularidad del caso británico, es lógico que al no existir secundaria como tal, se remunere la primaria, que en gran parte suple su función.

Australia:

Australia es también un caso no frecuente en lo que a Regulación Primaria se refiere, ya que en este concepto (ajuste local de potencia para frenar el desvío de frecuencia, pero que no devuelve la misma a su valor de referencia), incluye toda una serie de servicios que habitualmente no se consideran “regulación primaria”, y que sí son casi siempre remunerados. En la propia documentación facilitada se mencionan:

“Generator Governor Response: where the generator governor reacts to the frequency deviation by opening or closing the turbine steam valve and altering the MW output of the set accordingly. “



Este sí que sería un Servicio homologable a Regulación Primaria.

“Load shedding: where a load can be quickly disconnected from the electrical system (can act to correct a low frequency only). “

Este Servicio parece claramente referirse a rechazos de carga, que habitualmente son remunerados en todos los sistemas.

“Rapid Generation: where a frequency relay will detect a low frequency and correspondingly start a fast generator (can act to correct a low frequency only). “

Este Servicio parece claramente referirse a arranques de grupos rápidos: los arranques siempre son remunerados en todos los sistemas.

“Rapid Unit Unloading: where a frequency relay will detect a high frequency and correspondingly reduce a generator output (can act to correct a high frequency only).”

Este es un servicio que parece referirse a las desconexiones automáticas de generación por sobrefrecuencia, que también son habitualmente remuneradas.

Conclusión


Otros Comentarios

2.4.3.Comentario 1

La propuesta está dirigida a un sistema eléctrico que cuenta con AGC. Actualmente, el sistema eléctrico peruano, no cuenta con la infraestructura necesaria para la implementación de un AGC. Dicha implementación podría realizarse en el mediano o largo plazo. Es por ello, considerando el periodo transitorio que se establece en el Proyecto de Resolución, se solicita indicar si dicho periodo, se basa en un estudio de revisión de la situación actual del SEIN no solo de los generadores, sino de la infraestructura de comunicaciones, las cuales son importante para la implementación de un AGC.

Lo solicitado resulta de importancia, ya que en base a estos estudios, se debería definir los periodos para implementar un AGC. Por otro lado, este estudio es fundamental para elaborar un procedimiento de Regulación de Frecuencia que sea aplicable al sistema eléctrico peruano, ya que tanto la regulación primaria como la regulación secundaria de frecuencia son complementarias.

Análisis del COES

No emite opinión.



Conclusión

Las modificaciones a la Propuesta del PR-22 se presentan en la conclusión del comentario 2.1.2.



2.4.4.Comentario 2

Por lo descrito en la observación 01, se solicita incluir en uno de los artículos del proyecto de resolución, de manera explícita, que la vigencia del nuevo PR-22 se dará a partir de la implementación del AGC en el SEIN.

Sustento: Para evitar confusiones o interpretaciones respecto a la vigencia del nuevo PR-22, es necesario que en uno de los artículos de la Resolución se indique explícitamente cuándo entrará en vigencia el nuevo PR-22. Considerando que su aplicación depende de la implementación de un AGC en el SEIN, su aplicación debería darse sólo a partir de que se implemente correctamente dicho AGC.

Análisis del COES

No emite opinión.


Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del comentario 2.1.4 donde se precisa la entrada en vigencia de la Propuesta de PR-22.

Conclusión

Las modificaciones de la Resolución para la Propuesta del PR-22, se presenta en la conclusión del comentario 2.1.4.

2.4.5.Comentario 3

Al derogar el PR-22 vigente, a excepción de los numerales relacionados a la Regulación Secundaria de Frecuencia, se crea un vacío, respecto a la compensación de las unidades de generación que realizan la regulación de frecuencia. Como se sabe el PR-22 vigente, no establece ninguna compensación para las unidades que provén la RSF. La reserva asignada para regulación de frecuencia es la Reserva Estacional, siendo compensada como si fuera reserva para la RPF. Por lo tanto si se deroga el PR-22 vigente, sobre todo lo relacionado a la RPF, la compensación por Reserva Estacional no podría efectuarse como se viene realizando hasta ahora. Por lo tanto, considerando que el nuevo PR-22 para la RSF, recién entrará en vigencia cuando se implemente un AGC en el SEIN, se solicita precisar que la compensación por regulación de frecuencia se mantenga conforme los mecanismos vigentes.

Análisis del COES




Conclusión


2.4.6.Comentario 4

En el proyecto se está definiendo “Regulación Secundaria” de manera similar a la definición de “Regulación Secundaria de Frecuencia” en el Glosario. Con el fin de evitar confusión y generar definiciones y abreviaturas innecesarias, se sugiere modificar el Glosario técnico del COES.



Análisis del COES




Conclusión


2.4.7.Comentario 5

El numeral 4.2 establece las definiciones a ser utilizadas en el Proyecto. La definición de “Reserva para Regulación Secundaria” indica lo siguiente:

“Reserva rotante respecto al PDO disponible y operativa en SEIN. Se compone de una Reserva a Subir, y una Reserva a Bajar respecto al PDO. (lo subrayado y resaltado es nuestro) Se solicita aclarar, a que se refiere cuando indican Reserva Rotante respecto al PDO.

Esta observación también es válida para las definiciones de “Reserva Asignada”, “Reserva en Control” y “Reserva Regulante”.

Por otro lado, en el Glosario de abreviaturas y definiciones utilizadas en los procedimientos técnicos del COES existen términos utilizados en el Proyecto pero con definiciones distintas, tales como:

Reserva para regulación secundaria de frecuencia (RRSF). Equivalente en el Proyecto a “Reserva para Regulación Secundaria”.

Reserva Rotante del SINAC (RR). Equivalente en el Proyecto a “Reserva Regulante”.

Asimismo en el Glosario del COES también existen otras definiciones, tales como “Unidad Regulante”, “Capacidad de regulación secundaria”, entre otros, que podrían crear confusión con respecto a las definiciones que se establece en el Proyecto. Se sugiere realizar una revisión integral del Glosario del COES para uniformizar definiciones y evitar confusiones en la aplicación del Proyecto.

Sustento: Cuando se menciona reserva “respecto al PDO”, se podría interpretar que se refiere a la reserva asignada en el PDO. Otra interpretación puede ser que la Reserva para la RSF es con respecto a la potencia máxima considerada en el PDO, ya que las potencias máximas que pueden suministrar los generadores en tiempo real son diferentes a lo considerado en los programas, en consecuencia la reserva podría ser mayor o menor si se considera la potencia máxima del PDO. Tomando en cuenta que se realizará un seguimiento a la reserva de RS, se sugiere que se aclare lo indicado, y un ejemplo de cálculo, donde se indique que potencia máxima o disponible (la real o la del PDO) se va utilizar para el cálculo de la reserva.

Por otro lado, se sugiere con el fin de evitar confusiones entre las definiciones que se establezca en este Proyecto y el Glosario del COES y en otros procedimientos técnicos, re realice una revisión integral para uniformizar definiciones.

Análisis del COES

El COES coincide con la opinión de los Agentes ya que puede prestarse a confusiones o interpretaciones diferentes a las buscadas con el Procedimiento





Conclusión


2.4.8.Comentario 6

Se solicita modificar el literal h) del numeral 6.1.2 de la siguiente manera:

“6.1.2. Realizar un estudio anual en el que se detalle lo siguiente:

(…)

h) Los precios máximos aplicables al servicio de Regulación Secundaria en la Provisión Base de la RS y el Mercado de Ajustes, cuando éste se establezcan.

(…)”

Asimismo se solicita que en el Proyecto se precise cuál es la metodología o los criterios que el COES debe tener en cuenta para determinar los precios máximos aplicables a la Provisión Base de la RS y al Mercado de Ajustes, que serán considerados en su estudio anual.

Sustento: Es necesario que el procedimiento establezca estos criterios por motivos de transparencia y predictibilidad, y de esta manera se evite que los precios máximos resulten de criterios discrecionales que dañen el mercado eléctrico

Análisis del COES



Al respecto, se ha realizado una mayor precisión sobre la Provisión Base que se encuentra en el comentario 2.1.7.

Conclusión


2.4.9.Comentario 7

Se sugiere modificar el numeral 6.1.2 de acuerdo a lo siguiente:

“6.1.2.Realizar un estudio anual en el que se detalle lo siguiente:

(…)

Este estudio servirá de sustento para una propuesta que anualmente hará el COES a OSINERGMIN, con los valores de las magnitudes mencionadas y, eventualmente, las acciones correctoras necesarias para el correcto desempeño de la RS.

Antes de ser emitido al OSINERGMIN, el estudio debe ser presentado a los Agentes del SEIN para sus respectivos comentarios y observaciones que serán consideradas en la versión final a emitirse al OSINERGMIN”

Sustento: Las implicancias técnicas y económicas que generan la determinación de la Reserva Rotante para la RSF, tienen impacto directo en los Generadores, por lo tanto somos de la opinión que el estudio anual debe ser revisado y, de ser el



caso, comentado, en una primera fase por las empresas de generación, y en una segunda fase, por OSINERGMIN (luego de haber incluido los comentarios de los generadores).

Análisis del COES



Al respecto, se ha realizado una mayor precisión en el análisis del comentario 2.3.4, donde se recomienda agregar que los agentes puedan enviar una opinión no vinculante sobre el Estudio Anual.

Conclusión


2.4.10.Comentario 8

El numeral 7.2.2 indica lo siguiente: “7.2.2. Disponer de grupos Generadores en número y características de respuesta suficientes como para que la respuesta conjunta de la URS cumpla con el requisito general para todo el SEIN. Para aplicar ese requisito general a la URS se considerará la siguiente información: (…)“(lo subrayado y resaltado es nuestro)

Se solicita especificar, a que se refiere lo resaltado.

Análisis del COES

No presenta opinión


Al respecto, se precisa que el requisito para todo el SEIN es el especificado en el numeral 5.11.3, por lo que se incluirá esta referencia para evitar posibles confusiones.

Conclusión


“

7.2.3.Disponer de Unidades de Generación en número y características de respuesta suficientes como para que la respuesta conjunta de la URS cumpla con el requisito general para todo el SEIN especificada en el numeral 5.11.3. Para aplicar ese requisito general a la URS se considerará la siguiente información:

a. Reserva total disponible para Regulación Secundaria que ofrece la URS, clasificada por tramos según el gradiente de toma de carga disponible en cada uno, que vendrá dado por la suma de los gradientes de toma de carga de las Unidades de Generación que contribuyen a cada tramo.

b. Los tiempos de respuesta exigidos en el SEIN y detallados en el numeral 5.11.3.



“

2.4.11.Comentario 9

El numeral 7.3 indica lo siguiente:

“7.3. Requisitos para la calificación de los Grupos de Generación:

7.3.1. Solicitar previamente su inclusión en un listado, mantenido por el COES, en el que se detallarán todos los Grupos de Generación operativos en el SEIN que cumplan los siguientes requisitos:

a. Disponer de una tecnología adecuada para participar en la Regulación Secundaria. La lista de estas tecnologías será especificada por el COES.

(…)

7.3.2. (...) Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima del 99,95%.

7.3.3. (…) Esta información será determinada por el COES e incluirá, al menos:

(…)”(lo subrayado y resaltado es nuestro)

La información técnica no debe quedar a potestad del COES, debe quedar establecido de manera clara y especifica en el Procedimiento.

Por otro lado en el numeral 7.3.2., respecto a la infraestructura de comunicaciones, la disponibilidad mínima de la misma debe ser congruente con la Norma de Intercambio de Información en Tiempo Real.

Sustento: La información técnica requerida para la calificación de los grupos de generación debe ser clara y específica en el Procedimiento.

Análisis del COES

Respecto a este punto se considera que sí es necesario establecer cuál debe ser la disponibilidad mínima del envío de las señales en tiempo real al COES. Asimismo, por ser un requerimiento específico a un servicio complementario, esta disponibilidad puede ser más estricta que la que establece la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR), para el caso de envío de señales para el sistema SCADA del COES.


Respecto a los comentarios de mayores precisiones para la calificación de las unidades de generación, los mismos fueron analizados en los comentarios 2.1.13 y 2.1.14. Mientras que en lo relacionado a la aplicación de disponibilidad que establece la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR), esto fue analizado en el comentario 2.3.5.

Conclusión

Las modificaciones a la Propuesta de PR-22 se encuentran en la conclusión de los comentarios 2.1.13, 2.1.14 y 2.3.5.


El literal b) del numeral 7.4.4 indica lo siguiente:

“7.4.4. La calificación de una URS tendrá carácter permanente, salvo que se produzca alguna de las siguientes circunstancias que la obligará a renovar su calificación ante el COES:



(…)

b. Cuando el COES lo considere necesario, debido a un comportamiento que no se ajusta a los requerimientos establecidos en el presente procedimiento para la prestación del servicio de RS por parte de la URS”. (lo subrayado y resaltado es nuestro)

Se solicita indicar de manera específica como el COES va definir los casos en que la calificación de la URS debe ser renovada.

Sustento: Los criterios y premisas para definir cuando la calificación de una URS debe ser renovado, deben ser claros y específicos en el Proyecto, a fin de evitar decisiones subjetivas que pudieran ocasionar la remuneración de un servicio deficiente

Análisis del COES

No emite opinión.


Con respecto al referido numeral, en éste se especifica que la renovación será necesaria cuando por cualquier circunstancia una URS modifique los parámetros asociados al mando centralizado, pero adicionalmente se da potestad al COES para requerir la renovación cuando su comportamiento no se ajusta a los requerimientos para la prestación del servicio, esto tomando en cuenta que el COES hará un seguimiento continuo del servicio que brindan estas unidades de generación. Esta última posibilidad se ha previsto para evitar servicios deficientes reiterados de las unidades de generación, y se entiende que esto no será subjetivo como mencionan en el comentario, sino se hará de manera objetiva de acuerdo con el seguimiento que se haga a la unidad.

Conclusión

No se requiere efectuar modificaciones a la Propuesta de PR-22 debido al presente comentario.


Se solicita incluir en el numeral 7.6.2, un literal adicional, de la siguiente manera:

c. Pruebas de seguridad del Sistema de Telecomunicaciones.

Sustento: El sistema de comunicaciones y de informática, está sujeto a que terceros pudieran acceder, poniendo en riesgo la seguridad del SEIN, por lo que consideramos necesario realizar pruebas de seguridad informática al sistema de telecomunicaciones.

Análisis del COES

Respecto a este tema, tal como señala el Agente, por ser un sistema de comunicación crítico, conceptualmente debería considerarse la realización las citadas pruebas; sin embargo, OSINERGMIN debería evaluar si es factible la realización de las mismas o es práctica común en otros sistemas a fin que dichas pruebas cuenten con estándares o criterios a seguir.


Con relación a la seguridad de un equipo, al igual que su fiabilidad, ésta es estimada normalmente a nivel estadístico, teniendo reflejo en la disponibilidad que ofrece, y por tanto no se puede comprobar mediante pruebas de calificación de duración limitada tal como se solicita en el comentario.



Para asegurar la seguridad se deben establecer unos adecuados requisitos de diseño, y acreditar que el equipo cumple con los mismos. En este sentido, en la Propuesta de PR-22 se deja que el COES sea quien detalle estos requisitos, y que podrían ser mejorados si en caso se tiene que estadísticamente se están presentando muchas fallas en la comunicación.

Conclusión



Se solicita incluir un sub-numeral al numeral 9.4, de la siguiente manera:

9.4.9 Las precios máximos aplicables a la Provisión Base de la RS, será propuesta por el COES y aprobado por OSINERGMIN según lo dispuesto en el literal h) del numeral 6.1.2.

Sustento: Es necesario establecer un precio tope para la Provisión Base, de lo contrario podrían generarse perdidas de bienestar social por la acumulación de rentas extraordinarias por parte del proveedor del servicio. Más aún al tratarse de mecanismos de licitación que se implementa por primera vez, sin conocer el nivel de competencia que se puede tener.

Análisis del COES

Ver análisis de comentario 2.3.7.



Conclusión



El numeral 11.4.1 indica lo siguiente:

“11.4.1. Costo de Oportunidad: correspondiente a la energía no despachada en el programa diario a un grupo que oferta RS para permitirle poner a disposición del sistema banda de regulación. La energía no despachada por este motivo será valorada al precio marginal del programa diario y constituirá un derecho de cobro del prestatario del servicio.”

Al respecto manifestamos lo siguiente:

1. Este numeral sólo incluye los casos de costos de oportunidad por energía no despachada.

También se pueden presentar otros casos en el que el costo marginal sea menor que su costo variable.

2. En el caso de las termoeléctricas, el costo de oportunidad no debería ser el costo marginal, sino el costo marginal menos el costo variable.

3. El Costo Marginal utilizado no debe ser del Programa Diario, sino el real utilizado en las valorizaciones, ya que, considerando este valor, reflejaría el costo de oportunidad real.



Sustento: En el caso de centrales termoeléctricas, el costo de oportunidad se puede definir como el margen que deja de percibir una unidad. En ese sentido, en una unidad que reserva capacidad el margen que deja de percibir es el costo marginal menos su costo variable y no todo el costo marginal.

Análisis del COES

No emite opinión.


Al respecto, se ha realizado una mayor precisión sobre el Costo de Oportunidad en base a los comentarios 2.1.9 y 2.1.10.

Conclusión



El numeral 11.4.2 define el pago por Reserva Asignada, como parte de la liquidación económica por el servicio de RSF.

Se solicita indicar cuál es el sustento o a que costos está asociado dicho pago. En todo caso definirlo claramente en el procedimiento. Así mismo, debe evitarse que se duplique el pago por potencia

Sustento: El pago por reserva asignada, va depender del precio ofertado por los agentes realicen la RSF. Por ello, se considera necesario que se especifique la razón económica de esta componente.

Análisis del COES

No emite opinión.


Al respecto este pago corresponde a la remuneración de las unidades de generación por el servicio de regulación secundaria de frecuencia, y no implica un pago duplicado del pago de potencia, porque para dar este servicio las unidades deben cumplir con las especificaciones que se detallan en el presente procedimiento.

Conclusión



Se solicita modificar el numeral 12.3 de la siguiente manera:

“12.3. Se considerará período de operación ante una gran perturbación a los 10 minutos inmediatamente posteriores a fallas por desconexión de generación o incrementos súbitos de demanda mayores al 50% de la reserva programada para la RS.”

Sustento: Las variaciones súbitas de demanda también ocasionan problemas de frecuencia en los Sistemas eléctricos, sobre todo si se trata de cargas tipo hornos de arco. Esto ocurre en el SEIN con usuarios que tienen una carga variable.

Análisis del COES

No emite opinión.




Al respecto las variaciones bruscas de la demanda, en cualquier sentido, tienen el mismo efecto de provocar grandes perturbaciones en el sistema, por lo cual se incluirá dentro del referido numeral.

Conclusión


“

12.3.Se considerará período de operación ante una gran perturbación a los 10 minutos inmediatamente posteriores a fallas por desconexión de generación, o a conexiones/desconexiones de carga mayores al 50% de la Reserva programada para la RS.

“


El numeral 1.5.3 del Anexo 1 indica lo siguiente:

“1.5. El AGC secundario conmutará con el AGC primario mediante orden por parte del COES cuando se produzca alguna de las siguientes circunstancias:

(…)

1.5.3. Cuando el COES lo considere necesario.” (lo subrayado y resaltado es nuestro)

Se solicita especificar claramente los casos en que el COES podrá conmutar el AGC secundario con el AGC primario

Sustento: Los criterios y premisas para definir los casos en que el COES podrá conmutar el AGC secundario con el AGC primario, deben ser claros y específicos en el Proyecto, a fin de evitar decisiones subjetivas.

Análisis del COES

No emite opinión.


La operación del AGC está prevista claramente en la Propuesta de PR-22 como potestad y responsabilidad del COES, de modo que parece razonable que sea el propio COES el que detalle los casos en los que se requerirá la conmutación, sin perjuicio de los dos casos mínimos previstos en los numerales 1.5.1 y 1.5.2 del Anexo I.

Por otro lado, la conmutación del AGC del COES no implicará cambio en las responsabilidades de operación de las URS y los grupos, salvo en los dos casos 1.5.1 y 1.5.2 que específicamente están tratados en el Procedimiento.

Conclusión



El numeral 1.7 del Anexo I indica lo siguiente:



“1.7. El reparto de la consigna del COES para cada URS entre sus Grupos de Generación integrantes y calificados para prestar el servicio de Regulación Secundaria, será potestativo de la URS.”

El criterio de reparto de las consignas al interior de las URS no debe ser potestativo. En su lugar se debe establecer los criterios mínimos de reparto al interior del URS, estos criterios deben incluir el mínimo costo.

Sustento: Conforme al artículo 12 de la Ley 28832 el COES tienen por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo.

Análisis del COES



En la concepción general de esta Propuesta de PR-22, el reparto de consignas internamente a la URS se deja potestativo, debido a que se considera que es de incumbencia exclusiva de la propia URS, siempre que, en su conjunto, responda en tiempo real con los criterios de calidad de servicio que se especifican.

El costo para el sistema es también independiente de este reparto, ya que sólo depende de la asignación a las unidades de generación en tiempo de programación (que tiene en cuenta su precio de RS y el costo de oportunidad, también dependiente de los costes variables por grupo, y optimizado para producir el mínimo). Por tanto la variabilidad del costo según se haga un reparto u otro dentro de la URS de nuevo, sólo le incumbe y afecta a ella, y a sus acuerdos internos con la finalidad de evitar incumplir con entregar la reserva asignada.

Conclusión



En este numeral se definen los siguientes términos: Potencia Actual, Potencia Sostenida, Potencia Requerida, Potencia Temporal.

Potencia Actual: en el proyecto no se menciona a que se refiere. Se solicita definirlo.

Potencia Sostenida en una URS: en este numeral lo define como: “la suma de los valores del PDO asignados a cada uno de los grupos calificados para RS”. Se solicita precisar a qué valores del PDO se refiere dicho término.

Potencia Requerida: no está clara la definición de Potencia Requerida ya sea para el SEIN como para una URS. Ya que según el numeral 3.6 indica que corresponde a la suma de la Potencia Sostenida y la Potencia Temporal. Se solicita definir de manera más clara dicho término.

Potencia Temporal: de acuerdo al numeral 3.4, la Potencia Temporal del SEIN corresponde a la diferencia entre la Potencia Requerida y la Potencia Sostenida. Por lo indicado anteriormente, también se solicita que se defina adecuadamente.

Asimismo se solicita un esquema y un ejemplo de cálculo para explicar mejor la utilización y procedencia de dichos parámetros.

Sustento: Con el fin de evitar interpretaciones distintas e incorrectas es necesario que se encuentre bien claro y preciso todas las definiciones en el Proyecto, así como su cálculo. Lo anterior teniendo cuidado siempre que no se contradiga o cree



confusión con otras definiciones ya establecidas en el Glosario COES o demás procedimientos técnicos del COES.

Análisis del COES



Al respecto este tema de las definiciones se analiza en el comentario 2.1.5. Asimismo se elaborará un archivo con ejemplos numéricos de este procedimiento, el cual será puesto a disposición de los interesados.

Conclusión



El numeral 3.5 del Anexo I indica lo siguiente:

“3.5 Se calcula la Potencia Temporal para cada URS (Ptem,i) repartiendo la Potencia Temporal para el SEIN entre las URS en estado ACTIVO, proporcionalmente a su reserva para RS (…) ”

Esta forma de asignar la reserva es ineficiente

La asignación de la reserva entre cada unidad debe obedecer también a criterios de eficiencia.

Sustento: No se ha considerado las características que tiene cada tecnología, unas pueden responder más rápidamente que otras; sin embargo se estaría asignando la reserva a todas las unidades, de modo que las más ineficientes para el servicio también estarían siendo remuneradas.

Se recomienda que la asignación y el pago de la reserva y servicio de regulación de frecuencia tome en cuenta cuán rápido y preciso se provea el servicio de regulación de frecuencia.

Análisis del COES



Con relación a la asignación de la reserva con criterios de eficiencia esta se encuentra contemplada en la Propuesta de PR-22, pero en el numeral que se observa en el presente comentario no se trata de asignar reserva (esto se hizo antes, en tiempo de programación), sino de repartir requerimiento dentro de las URS ya asignadas.

Conclusión



En el Proyecto no se señala como se efectuará el servicio de Regulación Secundaria en los sistemas aislados que se formen durante el proceso de restablecimiento y que estén constituidos por unidades no calificadas para la Regulación Secundaria



Sustento: Esto debido a que las unidades de generación que operen en sistema aislado (y no fueron calificadas para RS) que se forme durante un proceso de restablecimiento luego de un colapso de un área determinada, estarían brindando el servicio de Regulación Secundaria (manual) en el sistema aislado que formen. Así, las unidades de estas centrales deben incluirse en alguna lista de unidades aptas para brindar Regulación Secundaria (manualmente) y correspondería definir las compensaciones que percibirán por el servicio.

Análisis del COES

El COES coincide que no se señala cómo se efectuará el servicio de Regulación Secundaria en los sistemas aislados que se formen durante el proceso de restablecimiento y que estén constituidos por unidades no calificadas para la Regulación Secundaria


Está previsto trabajar en áreas aisladas, con regulación automática, las cuales serán predeterminados por el COES. Lo que no está previsto es que se formen otras áreas aisladas en caso excepcionales, lo cual se deberá tratar con criterios de emergencia y apoyándose sobre todo en regulación primaria en el redespacho de las unidades de generación.

No se puede prever en el procedimiento la inclusión de todas las áreas aisladas que puedan formarse en el SEIN, porque implicaría al final que todos las Unidades de Generación estuvieran calificadas para regulación secundaria.

Conclusión



Para el enlace de comunicación entre el AGC principal/AGC secundario del COES y el Sistema de Control de las Centrales, debe contratarse a diferentes proveedores

Sustento: Lo sugerido es con el fin de asegurar la continuidad de la operación del AGC aún en caso de pérdida de uno de los enlaces.

Análisis del COES

El COES considera que esta observación ayudaría a mitigar el impacto de un posible fallo del proveedor de comunicaciones que implicaría la pérdida de señales tanto en el sistema AGC principal como el de respaldo.


El asunto en cuestión relacionado con tener diferentes proveedores en el enlace de comunicación en la Propuesta de PR-22 se deja que sea definido por el COES, debido a que corresponde a un criterio técnico de tener mayor seguridad en la operación.

Conclusión


2.5 Comentarios de EDEGEL




2.5.1.Comentario 1

Consideramos que los sobrecostos de la operación de unidades de generación por regulación secundaria de frecuencia deben ser a cargo por los Usuarios Libres, Grandes Usuarios y Distribuidores, siendo en el caso de los Distribuidores transferido a su demanda, para lo cual se hace necesario establecer un esquema regulatorio que permita efectuar dichas compensaciones conforme a lo mencionado. Es de nuestra opinión, que el mismo criterio debería aplicarse para la regulación primaria de frecuencia.

Análisis del COES



Ver opinión de comentario 2.3.1.

Conclusión


2.5.2.Comentario 2

El Artículo 5º del Proyecto de Resolución que aprueba la modificación del Procedimiento PR-22 del COES, plantea derogar el Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional” vigente, a excepción de los numerales 5.2.6, 6, 7.2, 7.3.2 Y 7.5, los cuales mantendrán su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2015. Estos numerales exceptuados solo regulan la selección de máquinas regulantes, pruebas para calificar y como se realiza la asignación y selección de la regulación secundaria de frecuencia, sin embargo, no contemplan la compensación que tendrá la unidad que realizará este servicio hasta que entre en vigencia la modificación del PR-22. En ese sentido, consideramos que se debe de establecer claramente cómo se compensará a las unidades que realicen este servicio en este periodo transitorio, considerando que la compensación de regulación secundaria actualmente se apoya en la metodología de compensación primaria la cual quedará sin efecto el 02 de abril de 2014 ya que está no será compensada

Análisis del COES



Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del comentario 2.1.2 realizado por el COES, y en efecto se está proponiendo una modificación de la Propuesta de PR-22, estableciendo un mecanismo para el periodo transitorio que iría desde la vigencia del procedimiento hasta la entrada en operación del AGC.

Conclusión


2.5.3.Comentario 3

Con la finalidad que en este periodo transitorio se vaya generando los incentivos necesarios para que los Agentes participen en el mercado de regulación secundaria de frecuencia que se establece en esta propuesta, consideramos que el Osinergmin debería aplicar por este periodo transitorio la propuesta inicial del PR22 del COES



presentada con carta COES/D-644-2012, dado que en éste se establece un mercado similar de ofertas y la posibilidad de realizar la regulación secundaria de frecuencia de forma manual o automática sin AGC.

Análisis del COES



Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del comentario 2.1.2 realizado por el COES, y en efecto se está proponiendo una modificación de la Propuesta de PR-22, estableciendo un mecanismo para el periodo transitorio que iría desde la vigencia del procedimiento hasta la entrada en operación del AGC.

Conclusión


Comentarios Particulares

2.5.4.Comentario 1

6.1.2. Realizar un estudio anual en el que se detalle lo siguiente:

(. ... )

Comentario:

Como este estudio servirá de sustento del COES para proponer a OSINERGMIN diversas magnitudes asociadas al servicio como por ejemplo los precios máximos aplicables al servicio de regulación secundaria en el Mercado de Ajustes y las acciones correctoras necesarias para el correcto desempeño de la regulación secundaria, consideramos que este estudio debe ser enviado primero a los agentes del SEIN con la finalidad que pueda emitir sus aportes, opiniones y observaciones al respecto.

Análisis del COES



Al respecto, este punto se ha analizado en el comentario 2.3.4, donde se recomienda agregar que los agentes puedan enviar una opinión no vinculante sobre el Estudio Anual.

Conclusión


2.5.5.Comentario 2

7.3.1. Solicitar previamente su inclusión en un listado, mantenido por el COES, en el que se detallarán todos los Grupos de Generación operativos en el SEIN que cumplan los siguientes requisitos:



a. Disponer de una tecnología adecuada para participar en la Regulación Secundaria. La lista de estas tecnologías será especificada por el COES.

b. Tener una potencia instalada mínima de cuarenta (40) MW.

Comentario:

Con la finalidad de que el COES disponga de mayores unidades de generación disponibles para realizar el servicio de regulación secundaria de frecuencia, consideramos que se debe dejar la opción que participen unidades de generación con una potencia mayor a 10 MW, toda vez que van estar incluidas en una URS.

Análisis del COES

No emite opinión.


Al respecto, este punto se ha analizado en el comentario 2.1.5, donde se recomienda que la potencia mayor a 40 MW sea por URS, por lo cual dentro de la misma puedan estar Unidades de Generación de menor tamaño.

Conclusión


2.5.6.Comentario 3

9.5.7. OSINERGMIN publicará anualmente los precios máximos de oferta admitidos para el Mercado de Ajuste, teniendo en cuenta el estudio del COES mencionado en el numeral 6.1.2.

Comentario:

Consideramos que es necesario que se incluyan cuales serán los criterios que el COES usará en su estudio para definir los precios máximos aplicables al Mercado de Ajustes, con la finalidad de crear transparencia en el mercado.

Análisis del COES

No emite opinión.


Estos precios máximos serán propuestos por el COES dentro del Estudio Anual, y considerará como criterio general el que se disponga de los costos eficientes de los generadores para brindar este servicio.

Conclusión


2.5.7.Comentario 4

ANEXO IV: METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS LIQUIDACIONES ECONÓMICAS DEL SERVICIO DE RS

2. TÉRMINOS DE LA LIQUIDACIÓN

2.1 COSTE DE OPORTUNIDAD: El coste de oportunidad será calculado por el COES para tos Grupos de Generación proveedores del servicio de RS en cada periodo de programación. El coste de oportunidad se calcula como la diferencia de



ingresos obtenidos por un Grupo de Generación en el programa de producción de energía durante un periodo de programación, motivado por la necesidad de despachar a esta en un punto de funcionamiento con producción inferior para permitirle la provisión de la reserva secundaria que se te asigna.

Para el cálculo de este término el COES realizará una optimización del POO sin tener en cuenta la provisión de reserva secundaria, posteriormente se realizará la optimización conjunta de PDQ con banda y para aquellos grupos Generadores (g) cuyo PDQ resultó ser inferior debido a su obligación de proveer secundaria, el coste de oportunidad en un periodo de programación se calculará como: (.....)

Comentario:

El procedimiento establece que el costo de oportunidad se debe determinar realizando una simulación del PDO como si el grupo de generación no hubiera realizado el servicio de regulación secundaria de frecuencia y luego comparar el despacho resultante con el despacho del PDO que considera la reserva. Consideramos que para el cálculo del costo de oportunidad no se deberla tomar la información del PDO dado que la realidad podría ser distinta, es decir puede darse el caso que el costo de oportunidad considerando la generación realmente ejecutada sea mayor y por lo tanto no se esté compensando correctamente. En ese sentido, proponemos que la determinación del costo de oportunidad se realice con la misma metodología pero considerando los despachos y condiciones reales de operación.

Análisis del COES



El tema del costo de oportunidad ha sido analizado dentro de los comentarios 2.1.9 y 2.1.11.

Conclusión


2.6 Comentarios de TERMOCHILCA

Observaciones

2.6.1.Observación 1

Considerando que el procedimiento define que la reserva destinada para la regulación secundaria de frecuencia considera a la generación renovable no gestionable, consideramos que esta reserva debe estar separada claramente en dos componentes, un primer componente derivado de la necesidad que tendría el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional sin considerar el efecto de los recursos renovables no gestionables y un segundo componente compuesto por la generación de recursos renovables no gestionables. Esta propuesta permitirá en el tiempo identificar de mejor manera el origen de la necesidad de reserva secundaria de frecuencia y también la mejor gestión de la reserva considerando este recurso.

Análisis del COES






Conclusión



Al igual que otros Agentes, sugerimos que el inicio de vigencia que pueda tener este procedimiento se sujete a la aprobación del nuevo Reglamento del Mercado de Corto Plazo, es decir a partir del año 2016, en vista de que la aprobación de Procedimientos Técnicos relacionados con el Mercado de Corto Plazo fue suspendida hasta ese año de acuerdo al Artículo 3° del D.S. N°032-2012-EM.

Análisis del COES

El COES manifiesta que este punto fue analizado durante la aprobación del Procedimiento Técnico COES PR-21, donde se manifestó que la aprobación de este procedimiento, así como la Propuesta de PR-22 no se encuentran supeditados a la vigencia del Reglamento del Mercado de Corto Plazo. Esto en virtud del mandato contenido en la Resolución Directoral N° 069-2011-EM/DGE.


Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del comentario 2.2.1.

Conclusión



Con relación a la asignación del costo de la reserva secundaria, el numeral 11.7.1 del proyecto de Procedimiento señala que será asignado a todos los Generadores en proporción a la generación real de los mismos; sin embargo, al existir una cantidad de reserva originada exclusivamente por la generación de recursos renovables no gestionables, la misma que es fácilmente identificable, el costo de esta cantidad de reserva secundaria debería ser asignada exclusivamente a la generación de recursos renovables no gestionables. Asimismo, el costo de la reserva secundaria que no considera a la generación con recursos renovables no gestionables derivado del costo de Asignación de Reserva (definido en el numeral 2.2) debe ser asignado a la demanda, en razón a que constituyen costos originados por inversiones para una mejorar la calidad de frecuencia a niveles por encima de lo requerido por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos a través de la gestión de la regulación secundaria de frecuencia, hecho que implicará un beneficio importante para la demanda.

Análisis del COES




Conclusión





Por otro lado, si bien actualmente el costo por el servicio de regulación de frecuencia es asumido por los generadores en función a la producción real que estas realizan, no significa que necesariamente este proyecto de procedimiento tenga que adoptar el mismo criterio de asignación; por lo que, consideramos que la definición de la asignación de este costo debe ser sustentado adecuadamente en base a estudios que definan el mejor criterio de asignación. Nuestra posición, es que debe ser asignado a la demanda en razón que la aplicación del proyecto de procedimiento tendrá como consecuencia un nivel de calidad de producto de la frecuencia por encima de lo requerido por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, mejora que siempre será en beneficio de la demanda.

Análisis del COES




Conclusión


Consultas

2.6.5.Consulta 1

De acuerdo a la propuesta de procedimiento, si una URS (Unidad de Regulación Secundaria) que fue asignada para brindar este servicio en el Mercado de Ajustes y no llega a brindar este servicio de la reserva asignada y llega a ser penalizada, no se precisa las condiciones bajo las cuales será tomada en cuenta nuevamente en un próximo Mercado de Ajuste, es decir: ¿Cuánto tiempo se la inhabilitará para participar en próximas convocatorias si una unidad es penalizada?, ¿Qué condiciones o acciones se deben cumplir para levantar la condición de inhabilitada?.

Análisis del COES



Si una URS no cumple con sus obligaciones, se prevé un mecanismo automático, detallado en el numeral 10 (“Seguimiento del servicio en tiempo real”) que puede llegar a declarar el estado “INACTIVO” de la URS, suponiendo esto que no se cuenta con ella para el reparto del requerimiento en el SEIN, y que toda la reserva que se le asignó es computada como déficit, debiendo ser compensado con superávit de otras URS, y suponiendo un coste económico para la URS incumplidora al repercutírsele el coste del superávit.

Este mecanismo se aplica en cada ciclo de operación, y no en las convocatorias para la asignación de reserva. Por tanto la URS volverá a participar en la próxima asignación de reserva independientemente de su comportamiento ciclo a ciclo.

Si la situación de incumplimiento es reiterada, se ha previsto que se pueda retirar la calificación a la URS, a criterio del COES (numeral 7), debiendo en ese caso volver a calificarse para participar en el servicio de RS



Adicionalmente de acuerdo con los comentarios anteriores, se ha detallado en su totalidad en el procedimiento como se saldrá, en tiempo real, del estado “INACTIVO”, declarado por el AGC del COES.

Conclusión


2.6.6.Consulta 2

En caso que un grupo de generación sea asignado dentro de una URS tanto en el Mercado Base como Mercado de Ajuste, cuando el sistema lo requiera y no pueda brindar este servicio comprometido, sea por mantenimientos (programados o correctivos) o eventos fortuitos originados por terceros, ¿Estará asignado a compensar (Costo de Calidad) y hacer pagos extras a la unidad que brinde el servicio de regulación en reemplazo o en lugar de la unidad que no pueda brindar el servicio por los hechos ya mencionados?, ¿Cuál sería el tratamiento para los casos de indisponibilidades de unidades?

Análisis del COES



Si se produce una indisponibilidad conocida en tiempo de programación de la reserva, se tendrá en cuenta al hacer esta programación, y la URS no debería ser penalizada, ni tampoco remunerada.

Sin embargo, si la disponibilidad se produce en tiempo real, esto es, no es conocida en el momento de hacer la programación de la reserva, la URS tendrá que asumir los costos que eventualmente pueda suponerle. Hay que hacer notar, sin embargo, que el seguimiento en tiempo real que puede llevar a declarar déficit de reserva, se hace a nivel de URS. Por tanto, una URS con varios grupos tendrá cierta capacidad de compensar internamente la indisponibilidad de uno de sus grupos con otros calificados para RS, dependiendo del número de grupos totales, la severidad de la indisponibilidad, el total asignado a la URS, etc.

Esto se encuentra detallado en el numeral 9 de la Propuesta de PR-22, que ha sido modificado de acuerdo con los comentarios anteriores.

Conclusión


2.6.7.Consulta 3

Efectivamente, es previsible que la introducción del servicio de RS tenga un impacto en el precio marginal al que se paga el PDO. El modelo de corto plazo peruano entendemos que en cualquier caso pagará el precio final que se obtenga teniendo en cuenta la programación de secundaria y los costes variables de los generadores programados.

Respecto a los contratos a largo plazo, con precios fijados fuera del mercado de corto plazo, es efectivamente un efecto inevitable que hay que asumir al introducir el Servicio Complementario de Regulación Secundaria, y que, además, se produciría cualquiera que fuese la organización de este servicio y su retribución.

Análisis del COES





Con relación a la implementación de la Propuesta de PR-22, es probable que se presente un impacto en el costo marginal, conforme se menciona en el comentario. Sin embargo hay que tener en cuenta que en la actualidad y hasta el 31 de diciembre de 2016 se tiene vigente del Decreto de Urgencia 049-2008, que origina que el costos marginal sea calculada de manera idealizada sin restricciones de transmisión eléctrica y de transporte de gas natural. Por lo cual, si se presenta en este impacto debería ser minimizados por efecto de vigencia del referido Decreto.

Conclusión


2.6.8.Consulta 4

¿En el hipotético caso de que ningún agente vea atractivo este mercado y no desee participar, qué medidas se han considerado para incentivar este mercado y qué medidas se tomaría para la provisión de este servicio?

Análisis del COES



En la Propuesta de PR-22, se ha previsto el mecanismo de Provisión Base y Mercado de Ajuste, para poder incentivar la participación voluntariamente a los generadores interesados. Si en caso no se tenga ninguna empresa interesada, como menciona en el comentario, el marco legal establece que en forma obligatoria se selecciona una generadora para que brinde este servicio.

Conclusión


Sugerencias

2.6.9.Sugerencia 1

Se sugiere considerar lo mencionado en el documento “Combined Cycling Modeling” que señala que las Unidades de Ciclo Combinado son las más adecuadas para proveer el servicio de regulación (Tanto Primaria como Secundaria), con la finalidad de que las unidades de ciclo combinado tengan prioridad para ser asignadas para la provisión de este servicio en razón que estas unidades normalmente en el despacho diario ya se encuentran operando en el sistema, de lo contrario si la asignación de la reserva está destinada a otras unidades en forma prioritaria, por ejemplo de ciclo simple a diesel, implicaría incrementar al sistema un costo de arranque.



Fuente: Enhanced Day-Ahead Commitment Combined Cycle Modeling (IESO POWER TO ONTARIO ON DEMAND)

Fuente: Fast Cycling Capability for New Plants and upgrade Opportunities. Siemens Power Generation (PG) Germany 2005.

Dynamic Response Characteristics of Heavy Duty Gas Turbines and Combined Cycle Systems in Frequency Regulating Duty. William L Rowen, P.E. General Electric Company (USA) Schenectady, New York.

De esta manera el Operador Independiente (New York) concluye que los ciclos combinados son los más indicados para proveer reserva rotante para regulación de frecuencia, la cual es coherente con diversas literaturas técnicas.

En el caso de República Dominicana, país con una demanda aproximada de 2100 MW, una de las principales unidades que participa en la Regulación de Frecuencia es la AES San Andrés (Ciclo Combinado 319 MW).

Igualmente en el Sistema Chileno Norte Grande (SING), de un poco más de 2000 MW de demanda y 99% térmico, los Ciclos Combinados también participan en la regulación de Frecuencia.

Se puede observar que en muchos lugares del mundo es normal que los Ciclos Combinados participen preponderantemente en la Regulación de Frecuencia por sus condiciones técnicas, lo cual debería considerarse en el análisis de esta propuesta de procedimiento.

Análisis del COES



Al respecto en la Propuesta de PR-22, no se limita la participación de los generadores interesados en dar el servicio, a un tipo de tecnología, en este caso con que la empresa cumpla con ser calificada y con los requerimientos técnicos solicitados para el mismo será suficiente para poder participar en el presente servicio.

Conclusión


2.7 Comentarios de DUKE ENERGY

Observaciones al Proyecto de Resolución




Se sugiere eliminar el artículo 5 e incluir lo que corresponda en una nueva Disposición Complementaria a la Resolución. Con la finalidad de contar con un único procedimiento concordado y se deje de lado el procedimiento vigente PR-22, aprobado mediante Resolución Ministerial Nª 232-2001-EM/VME.



Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del Comentario 2.1.2 realizado por el COES, y en efecto se está proponiendo una modificación del Propuesta de PR-22, estableciendo un mecanismo para el periodo transitorio que iría desde la vigencia del procedimiento hasta la entrada en operación del AGC.

Conclusión



Los numerales que se mencionan en el artículo 5 de la propuesta de resolución no establecen la forma de remuneración de la RSF que asignará el COES a partir de la entrada en vigencia del nuevo procedimiento PR-21 Regulación Primaria de Frecuencia aprobado mediante resolución N° 194-2013-OS/CD. Dadas las condiciones propuestas, la RSF no sería remunerada.

Análisis del COES



Al respecto, este punto ha sido analizado dentro del Comentario 2.1.2.

Conclusión



Durante el periodo transitorio, desde abril del 2014 hasta el 31 de diciembre de 2015, se debe aclarar de qué manera se ejecutará el numeral 11.4 del procedimiento PR-21 aprobado mediante resolución N° 194-2013-OS/CD en la que se aplica una compensación por incumplimiento de la RPF en función del monto a pagar por la RSF.

Análisis del COES



Al respecto, en el numeral 11.4 del procedimiento PR-21 se establece que este pago por incumplimiento será igual a 1/5 de la compensación mensual por Reserva Secundaria de Frecuencia, que se entiende es lo establecido en el numeral 11 de la Propuesta de PR-22. En este sentido, no se considera necesario realizar una precisión adicional.

Conclusión




Observaciones a la Propuesta de Procedimiento Técnico


El numeral 6.1.4 establece que el COES deberá definir los requisitos técnicos para la calificación de URS y grupos de generación de acuerdo con lo establecido en la propuesta de procedimiento. Al respecto manifestamos que estos requisitos técnicos deben estar ya contemplados en la propuesta de procedimiento, con la finalidad de que las empresas puedan contar con todos los requisitos para evaluar el costo de la implementación que demanda la regulación.

Análisis del COES



Respecto a los comentarios de mayores precisiones para la calificación de las unidades de generación, los mismos fueron analizados en los comentarios 2.1.13 y 2.1.14.

Conclusión



En los numerales 6.1.10 y 9.4.2 no se establece los mecanismos para determinar las cantidades de RS que se adjudicarán en la Provisión Base.

Análisis del COES




Conclusión



El procedimiento debe establecer un proceso transparente para la adjudicación de la provisión base, esto con la finalidad de contar con un procedimiento más completo y las condiciones ya estén claras desde la entrada en vigencia del procedimiento.

Análisis del COES






Conclusión



Se solicita aclarar el numeral 11.7.1 en el cual se establece la asignación de pago de la RS. El pago del monto de las compensaciones a los grupos que prestaron el servicio de RS ¿Será pagado por todos los generadores incluyendo a los que prestan el servicio?

Análisis del COES



Efectivamente en la propuesta de PR-22 se especifica que todos los generadores lo pagan en función de su energía activa producida, pero en el caso de los que prestan el servicio, también recibirán un ingreso procedente de los que no lo prestan, de modo que tendrán ingreso neto.

Conclusión



El numeral 12.8 debe contar con la metodología para establecer la banda dinámica admisible para RS o precisar un valor de referencia. De esta manera no se definen criterios de calidad que deberán cumplir las unidades de generación durante la implementación del RS.

Análisis del COES

El COES coincide con la opinión de los Agentes en el sentido que el numeral 12.8 debe contar con la metodología para establecer la banda dinámica admisible para RS o en todo caso precisar un valor de referencia.


Se considera que el cálculo de esta Banda Dinámica debe ser realizado por el COES como operador del SEIN, y los criterios se detallarán en una nota técnica y no en el presente procedimiento. Sin embargo, se hará una mayor precisión en el numeral 12.

Por otro lado, el concepto de Banda Dinámica Admisible y su aplicación en la propuesta de PR-22 no afecta a las unidades de generación, sino a la evaluación general del servicio de RS en el SEIN.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones al numeral 12 de la Propuesta de PR-22, de acuerdo con lo siguiente.

“

12.7.La Banda Dinámica aplicable a cada perturbación se calculará en función del volumen de la perturbación, esto es, la magnitud de la desconexión de generación que dio lugar a la perturbación.



“


En el numeral 10 no se hace referencia a especificaciones de calidad que deberá desempeñarse la unidad que presta servicio de RS, se sugiere que el procedimiento cuente con estos requerimientos con la finalidad de realizar las especificaciones para la implementación.

Análisis del COES



El seguimiento del servicio prestado, a nivel de URS y con resolución ciclo de operación, está especificado más en detalle en el Anexo III de la Propuesta de PR-22.

Conclusión



En el numeral 11.7.2 no está muy clara la forma de calcular la compensación por una mala calidad de una unidad que presta servicio de RS. El numeral 2.3 del Anexo 4 propone un factor Kc de penalización mayor que uno (1) y que hace que la compensación en términos de calidad no tenga límite o que sea tan pequeño que no sea atractivo para los generadores.

Análisis del COES



Efectivamente este valor de Kc determinará hasta qué punto se incentiva la calidad del servicio de regulación secundaria de frecuencia, y debe ser establecido en base a la experiencia en la prestación del referido servicio, por parte del COES.

Asimismo, corresponde al COES también establecer el nivel de confianza de acuerdo a las necesidades que se presente en el SEIN. En este sentido, se considera que esto debe formar parte del Estudio Anual que el COES elaborará en cumplimiento del presente procedimiento, por lo cual corresponderá su inclusión en el mismo.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones al numeral 6 de la Propuesta de PR-22, de acuerdo con lo siguiente.

“

6.1.1

(…)

j.El nivel de confianza p para la determinación de la magnitud de Reserva necesaria para la regulación secundaria, según lo establecido en el numeral 2 del Anexo II.

k.El valor de la constante Kc, empleada en el cálculo del Término por Superávit en las liquidaciones económicas del servicio.

(…)



“


El numeral 2.3 y 2.5 del anexo I está en blanco, asimismo el numeral 2.6 hace referencia al numeral 2.3, se sugiere eliminar dichos numerales.

Análisis del COES



Se ha corregido este error de numeración.

Conclusión

Se requiere efectuar modificaciones a la Propuesta de PR-22, eliminando los numerales 2.3 y 2.5 en blanco en el Anexo I.


Se recomienda que se revise la redacción en especial en el numeral 4 correspondiente a Abreviaturas y Definiciones, pues muchas de las definiciones de regulación y reserva no son muy claras. Por ejemplo en las definiciones de Reserva para Regulación Secundaria, Reserva Asignada, Reserva Control, Reserva Asignada a la URS, Reserva Regulante se dice: “……Reserva rotante respecto al PDO….” Creemos que la redacción debería cambiar a: “……Reserva rotante considerada en el PDO…”.

Análisis del COES




Conclusión



En los numerales 2.1, 2.2 y 2.3 del Anexo IV, las variables de las fórmulas no tienen unidades. Se solicita que incluyan las unidades con la finalidad de aclarar dichas fórmulas. Por ejemplo, en el numeral 2.1 Coste de Oportunidad, la variable PMPDO ¿se refiere al precio marginal de energía o al precio marginal de la potencia? Adicionalmente, debería usar la palabra “costo” en lugar de “precio”.

Análisis del COES



Se ha revisado el Anexo IV de la Propuesta de PR-22, y de acuerdo con las mejoras recibidas en los comentarios anteriores se han realizado las precisiones correspondientes.

Conclusión





En el numeral 2.2 Asignación de Reserva, en el literal b) se habla que el precio aplicable será el precio marginal del Mercado de Ajuste calculado por el COES, ¿No se supone que el precio del Mercado de Ajuste es un precio fijado en una subasta? Entonces si el precio del Mercado de Ajuste es fijado en subasta ¿Cómo es posible que lo calcule el COES?

Análisis del COES



En la Propuesta de PR-22 no se especifica que la asignación del Mercado de Ajuste sea por subasta.

Conclusión



En los numerales 3.1.1 y 3.1.2 las variables de las fórmulas deberían tener explícitamente sus unidades respectivas. Adicionalmente, en 3.1.1 añadir la variable Pi al conjunto de las demás variable que se explican; en 3.1.2 añadir la variable Pu al conjunto de las demás variables que se explican, corrigiendo la variable UN por UN.

Análisis del COES



Se ha revisado el Anexo IV de la Propuesta de PR-22, y de acuerdo con las mejoras recibidas en los comentarios anteriores se han realizado las precisiones correspondientes.

Conclusión



¿Qué son las “actas de compromiso” a que se refieren los numerales: 2.2 a), 6.1.10, 9.4.3? ¿Se refiere a los contratos por el suministro de Regulación Secundaria? Si es así ¿no sería mejor utilizar la palabra “contrato” en vez de “acta de compromiso”?

Análisis del COES



Las actas de compromiso, son documentos en los que se especifica el compromiso entre el COES y las generadoras para proveer el servicio de regulación secundaria en determinadas condiciones.



El uso de uno u otro término es indiferente, sin embargo si se emplea el término actas de compromiso, es debido a la experiencia previa del COES en la suscripción de este tipo de actas.

Conclusión



En el numeral 2.1 Costo de Oportunidad, del Anexo IV, con respecto a la variable PMPDO ¿Qué significa Precio Marginal del Programa de Operación final? ¿Se refiere al costo marginal ejecutado del Programa Diario de Operación con la reserva incluida? Aclarar si es el costo programado o el ejecutado. Entendemos que es el correspondiente al ejecutado.

Análisis del COES



Se refiere al programado final con reserva, frente al programado hipotético sin reserva. En este caso, de acuerdo con el análisis de los comentarios 2.1.9 y 2.1.11 se ha realizado la modificación al cálculo del costo de oportunidad.

Conclusión



Aclarar qué significa: Reserva Regulante a Subir, Reserva Regulante a Bajar, Reserva en Control a Subir, Reserva en Control a Bajar, Superávit de Reserva a Subir, Superávit de Reserva a Bajar. ¿En qué condiciones se dan cada una de ellas? Por ejemplo: Reserva Regulante a Subir, ¿significa que debo proveer de mayor capacidad de reserva? o ¿significa que uso la reserva secundaria que dispongo para generar, en caso la demanda sea mayor a la pronosticada? Se solicita esta explicación con la finalidad de aplicar correctamente el procedimiento propuesto.

Análisis del COES




Conclusión



La Asignación Extraordinaria, mencionada en el numeral 9.6, ¿no es la misma que lo establecido para el Mercado de Ajustes de la RS, definido en el numeral 9.5? Nosotros entendemos que el Mercado de Ajuste de la RS es complementario a la Provisión Base de la RS. Por favor aclarar este tema.

Análisis del COES





La asignación extraordinaria es la reasignación de reserva a determinadas URS que tengan margen disponible más allá de su asignada, para compensar el déficit de reserva en el que incurran otras URS incumplidoras. En la versión final del PR-22 se ha reescrito completamente el numeral 9 en este punto, de acuerdo con los comentarios anteriores, para dejar este concepto más claro, e incluso se le ha cambiado el nombre por “Reasignación en Tiempo Real de reserva por déficit”.

Conclusión



Cómo sabemos, no todos las unidades generadoras realizarán la Regulación Secundaria de Frecuencia, sin embargo, para la implementación del AGC en el SEIN ¿Todos los agentes generadores deberán invertir en disponer en sus unidades de producción el software y hardware necesarios para que el COES haga esta actividad en forma centralizada? ¿Sólo invertirán las URS que quieran hacer la regulación secundaria? ¿Qué ocurre si falta RS en el SEIN y el COES dispone que un generador, que no está interesado en hacer RS, haga la RS, y este generador no ha invertido en el software y hardware?

Análisis del COES



Es claro que la calificación para generador es potestativa, de modo que sólo tendrán que invertir las unidades que se integren voluntariamente en una URS. En este caso, el COES al momento de establecer la obligación de dar el servicio de regulación secundaria de frecuencia, deberá tener en cuenta las características y disponibilidad de la unidad para este servicio.

Conclusión



Con la finalidad de que las empresas puedan evaluar la conveniencia de prestar el servicio de RS, se solicita al OSINERGMIN realice un ejemplo numérico teórico, donde se calculen las liquidaciones de las URS, con los criterios expuestos en el anexo IV del procedimiento propuesto.

Análisis del COES

El COES opina que al fin que la metodología quede completamente clara, se considera conveniente que el Procedimiento incluya un ejemplo numérico de la metodología que finalmente se establezca.


Al respecto, se elaborará un archivo con ejemplos numéricos de este procedimiento, el cual será puesto a disposición de los interesados.

Conclusión




3. Conclusiones

Después de haberse analizado los comentarios recibidos con respecto a la Propuesta de PR-22, así como el análisis del COES a estos comentarios, se recomienda proceder a la aprobación de las modificaciones correspondientes de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento COES y en la GUÍA, considerando lo siguiente:

1) Modificar los numerales 2 al 12 y los Anexos I, II, III y IV del PR-22 sobre la base del análisis contenido en el presente informe.

2) Agregar el numeral 13 al PR-22, para incorporar las disposiciones transitorias que se apliquen al periodo transitorio.

/sbc/mug



4. Procedimiento Técnico

El presente capítulo muestra la versión final de la modificación del PR-22, incluyendo los cambios producidos a la propuesta, a consecuencia de los comentarios realizados por los agentes y personas naturales.



NUEVO PROCEDIMIENTO TÉCNICO COES PR-22

1. OBJETIVO Establecer los criterios y metodología para la prestación del Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia, incluyendo los siguientes aspectos:

1.1. El establecimiento de las condiciones que califican a los recursos que presten el servicio.

1.2. La determinación y asignación de la Reserva rotante del SEIN para la prestación del servicio.

1.3. El seguimiento y control del desempeño de la prestación del servicio.

1.4. La determinación de los pagos y compensaciones que correspondan.

1.5. Especificación técnica del Control Automático de generación para la prestación del servicio.

2. BASE LEGAL

El presente Procedimiento se rige por las siguientes disposiciones legales y sus respectivas normas concordantes, modificatorias y sustitutorias:

2.1. Decreto Ley Nº 25844 – Ley de Concesiones Eléctricas.

2.2. Ley Nº 28832 – Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la generación Eléctrica.

2.3. Decreto Supremo Nº 009-93-EM – Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

2.4. Decreto Supremo Nº 020-97-EM – Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE).

2.5. Decreto Supremo Nº 027-2008-EM – Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

2.6. Resolución Directoral Nº014-2005–EM/DGE – Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTOTR)

2.7. Resolución Directoral N° 243-2012-EM-DGE – Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR).

3. PRODUCTOS

3.1. Estudio anual que determine los coeficientes para el cálculo de la reserva rotante

para Regulación Secundaria, los parámetros necesarios para los programas AGC, los desvíos de frecuencia admisibles y la evaluación del desempeño de la Regulación Secundaria, conforme a lo establecido en el numeral 6.1.2., que será



presentado a más tardar el 31 de octubre de cada año al OSINERGMIN. Este estudio considerara, sin carácter de vinculante las observaciones y comentarios de los Agentes del SEIN.

3.2. Informe mensual de evaluación del desempeño y cumplimiento de las URS asignadas al servicio de Regulación Secundaria, que será presentado a OSINERGMIN el día 10 del mes siguiente al mes de evaluación.

3.3. Listado de URS calificadas para Regulación Secundaria y las Unidades de Generación calificados que las componen según se especifica en el numeral 7.

3.4. Listado de las Unidades de Generación que cumplen con los requisitos técnicos mínimos de diseño para ser calificadas e integradas dentro una URS, según se especifica en el numeral 7.3.1.

4. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

4.1. Para la aplicación del presente Procedimiento Técnico, las siguientes abreviaturas

tendrán el significado que a continuación se indica: ACE: Error de Control de Área, por sus siglas en inglés (Área Control Error). AGC: Control Automático de Generación, por sus siglas en inglés (Automatic Generation Control). DRB: Déficit de Reserva a Bajar. DRS: Déficit de Reserva a Subir. PDO: Programa Diario de Operaciones. RM: Regulador Maestro. RS: Regulación Secundaria. RAB: Reserva Asignada a Bajar. RAS: Reserva Asignada a Subir. RCB: Reserva en Control a Bajar. RCS: Reserva en Control a Subir. RSF: Regulación Secundaria de Frecuencia. RRB: Reserva Regulante (grupos) / Reconocida (URS) a Bajar. RRS: Reserva Regulante (grupos) / Reconocida (URS) a Subir. SRS: Superávit de Reserva a Subir. SRB: Superávit de Reserva a Bajar. URS: Unidad de Regulación Secundaria.

4.2. Para la aplicación del presente Procedimiento, las siguientes definiciones tendrán el significado que a continuación se indica: Banda Central: Rango de frecuencia comprendida entre 60,0Hz ± Delta. Este rango es utilizado para evaluar la calidad de la RS.

Banda Dinámica: Rango de frecuencia que se considera admisible para la evolución del desvío de frecuencia con el tiempo tras una gran perturbación. Este rango es utilizado para evaluar la calidad de la RS.

Banda de potencia: Rango de potencia de un Grupo de Generación definido por un límite superior y un límite inferior.

Bloque de Control: conjunto de Unidades de Generación utilizados para la Regulación Secundaria, y que son coordinados de manera centralizada por un programa AGC. En el Anexo I se especifica cuáles son los Bloques de Control que



se pueden formar en el SEIN.

Característica de Frecuencia: variación de la frecuencia con el incremento de potencia en el sistema, debido a la propia naturaleza de la demanda y a la acción de la Regulación Primaria de Frecuencia.

Ciclo de Operación: intervalo de tiempo en que se calcula el requerimiento de Regulación Secundaria para todo el SEIN, según lo especificado en el numeral 2.1 del Anexo I.

Déficit de Reserva: Reserva rotante para Regulación Secundaria que una URS no proporciona y que debería haber proporcionado según la asignación que le correspondió en el despacho de Reserva para Regulación Secundaria. Se compone de un Déficit de Reserva a Subir, y un Déficit de Reserva a Bajar.

Delta: desvío de frecuencia admisible en el SEIN en operación normal, cuyo valor es determinado anualmente por el COES en el Estudio indicado en el numeral 6.1.2.

Delta máxima: desvío de frecuencia máxima admisible en el SEIN ante una gran perturbación, cuyo valor es determinado anualmente por el COES en el Estudio indicado en el numeral 6.1.2.

Calificación: Procedimiento previo que deben realizar las URS y las Unidades de Generación que decidan participar en la prestación del Servicio Complementario de Regulación Secundaria, de acuerdo a lo detallado en el numeral 7.

Mercado de Ajuste de la RS: Mecanismo de mercado que complementa la Provisión Base para efectos de satisfacer las necesidades de Reserva (a subir y a bajar) para RS. El Mercado de Ajuste de la RS tendrá un horizonte temporal diario.

Período de programación: Intervalo discretizado de tiempo establecido en el Procedimiento Técnico COES PR-02 “Programación de la Operación Diaria del Sistema Interconectado Nacional”, donde se programa las potencias de los generadores en el PDO y la Reserva para Regulación Secundaria.

Precio del Mercado de Ajuste: Precio de la Reserva obtenido en cada sesión de Mercado de Ajuste como la oferta más cara aceptada para cubrir la Reserva para RS. El precio es diferenciado, uno para la Reserva a subir y otro para la Reserva a bajar

Provisión Base de la RS: Mecanismo para el aseguramiento de compromisos de Reserva para RS a largo plazo. Este mecanismo se complementa con el Mercado de Ajuste.

Regulación Secundaria: Servicio complementario cuyo objetivo es mantener la frecuencia del SEIN en su valor de referencia y, eventualmente y de manera simultánea mantener la potencia neta por las interconexiones internacionales según su programa.

Regulador Maestro: programa AGC controlado por el COES que permite realizar la Regulación Secundaria de manera automática a nivel de todo el SEIN o por áreas geográficas.

Reserva para Regulación Secundaria: Reserva rotante disponible y operativa en SEIN útil para Regulación Secundaria y calculada como la suma de las Reservas en Control de las URS operativas en el SEIN. Se compone de una Reserva a Subir, y una Reserva a Bajar.

Reserva Asignada: Reserva para Regulación Secundaria asignada a una Unidad de Generación mediante el procedimiento de asignación de Reserva para



Regulación Secundaria descrito en el numeral 9.

Reserva Asignada a la URS: Suma de las Reservas Asignadas a las Unidades de Generación pertenecientes a esa URS. Se compone de una Reserva Asignada a Subir, y una Reserva Asignada a Bajar.

Reserva en Control: Reserva rotante disponible en una URS y útil para Regulación Secundaria, calculada como la suma de las Reservas Regulantes de las Unidades de Generación de la URS que se encuentran en control. Se compone de una Reserva en Control a Subir y una Reserva en Control a Bajar.

Reserva Reconocida: parte de la Reserva en Control de una URS que el COES considera útil para Regulación Secundaria en el SEIN. Se calcula según los criterios especificados en el Anexo III.

Reserva Regulante: Reserva útil disponible en una Unidad de Generación para Regulación Secundaria, calculada como se especifica en el Anexo III.

Superávit de Reserva: Reserva para Regulación Secundaria que una URS proporciona adicionalmente a su Reserva Asignada, y que el COES reconoce.

Unidades de Generación: Unidades de generación calificadas para efectos de prestar el Servicio Complementario de Regulación Secundaria.

Unidad de Regulación Secundaria: Conjunto de Unidades de Generación que prestan conjuntamente el servicio de Regulación Secundaria.

4.3. Las otras abreviaturas y definiciones utilizadas en el presente Procedimiento, están

precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones del COES aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME y sus modificatorias, así como en la normativa citada en la Base Legal de este Procedimiento.

5. CRITERIOS PARA LA PRESTACION DE SERVICIO

5.1. La Regulación Secundaria es un Servicio Complementario del SEIN que permite

ajustar la generación con el objetivo de mantener la frecuencia en el sistema en su valor de referencia y, eventualmente y de manera simultánea, mantener la potencia neta de intercambio con otros sistemas en su valor programado.

5.2. La RS es prestada por URS calificadas para tal efecto y que a su vez se encuentran constituidas por agrupaciones de generadores que físicamente pueden prestar el servicio a través de sus respectivas Unidades de Generación previamente calificadas para ello.

5.3. La calificación de las URS y de sus Unidades de Generación individuales es potestativa, y estará sujeta al cumplimiento de las condiciones técnicas y contractuales necesarias. Los principales criterios para establecer estas condiciones están descritos en el numeral 7 del presente Procedimiento.

5.4. El resultado de la calificación de una URS y sus Unidades de Generación es un monto de Reserva para RS disponible, saldo resultante del total de Reserva para regulación ofrecida por cada Unidad de Generación en la calificación y la porción de esa Reserva que haya superado las pruebas de calificación.

5.5. Las URS pondrán a disposición del SEIN toda su Reserva disponible para RS, en función de las Unidades de Generación que tenga calificados, la Reserva que éstos hayan calificado y las condiciones de operación que puedan limitarla.



5.6. La asignación de la Reserva necesaria para la RS a cada URS se basará en un procedimiento de asignación conjunta PDO con la Reserva para RS (asignación energía-potencia) haciendo uso de información de oferta de precio presentada para cada grupo. Los criterios principales para esta asignación están descritos en el numeral 9.

5.7. El servicio de RS se prestará por medio de un programa de Control Automático de Generación (AGC), bajo control del COES, que enviará las consignas de potencia pertinentes a las URS.

5.8. El programa AGC calculará una Señal de Control de Área (ACE) para todo el SEIN, y la repartirá entre las URS disponibles. Los criterios principales para este reparto están especificados en el Anexo I.

5.9. El ACE tomará en consideración el desvío de frecuencia en el SEIN y, eventualmente, el desvío neto de la potencia que fluye por las interconexiones internacionales. Los criterios principales para el cálculo del ACE están especificados en el Anexo I.

5.10. La frecuencia de referencia para el cálculo del ACE será de 60,0 Hz para el estado de operación normal.

5.11. El ajuste de los parámetros del Regulador Maestro y las condiciones de calificación para las URS y las Unidades de Generación, tendrán en cuenta los siguientes requisitos mínimos exigidos a la RS en el SEIN: 5.11.1. Delta de frecuencia admisible en el SEIN, a determinar por el COES en el

estudio mencionado en el numeral 6.1.2, con el límite superior especificado en el numeral 8.2.1.b del Procedimiento Técnico Nº 9 del COES “Coordinación de la operación en Tiempo Real del Sistemas Interconectado Nacional” o el que lo reemplace.

5.11.2. Delta de frecuencia máxima, a determinar por el COES en el estudio

mencionado en el numeral 6.1.2. 5.11.3. La característica mínima de respuesta exigida en el SEIN, que será tal

que ante un evento que ocasione un déficit/superávit de generación igual o mayor a la magnitud de Reserva para RS programada, la respuesta para la RS se iniciará en los siguientes 20 segundos después de ocurrido el evento, estará completamente disponible en los siguientes 10 minutos y a partir de este momento, podrá sostenerse hasta por 30 minutos adicionales, momento en que se restituirá la reserva asignada para RS, mediante la modificación del programa de operación considerando los criterios de seguridad, calidad y mínimo costos operativos.



5.12. Cuando en el SEIN se formen áreas geográficas aisladas eléctricamente de manera temporal por mantenimientos o contingencias, el COES reconfigurará las URS, en caso de ser necesario, para que cada URS esté presente sólo en un área. Igualmente se redespachará la Reserva para RS entre las URS de cada área geográfica utilizando los criterios detallados en el numeral 9.

5.13. Cuando en el SEIN se formen áreas geográficas aisladas eléctricamente de manera temporal por mantenimientos o contingencias, el ACE será calculado de manera separada para cada área geográfica, utilizando los criterios especificados en el Anexo I.

5.14. .Las URS tendrán libertad para repartir la consigna recibida del AGC del COES entre sus Unidades Calificadas para RS.

5.15. Las URS, conforme a lo establecido en el numeral 7.2.4, deberán tener capacidad de RSF propia para prevenir la eventualidad de pérdida de comunicación con el AGC.

5.16. El COES supervisará en tiempo real que la Reserva en Control de cada URS es igual o mayor que la Reserva Asignada a esa URS para el intervalo temporal que corresponda, y que la respuesta dinámica de cada URS es la adecuada. Los criterios principales para este seguimiento están especificados en el numeral 11.

5.17. El incumplimiento por parte de las URS de sus compromisos en cuanto a la Reserva en Control puesta disposición del SEIN y en cuanto al seguimiento deficiente de las consignas del COES afectará al reparto de los costos de la provisión del servicio tal y como se describe en el numeral 11.

5.18. La provisión por parte de una URS de Reserva adicional a su Reserva Asignada afectará el cálculo de los ingresos a percibir por la prestación del servicio, cuando el COES determine que tal monto de Reserva es necesaria para asegurar la operación segura del sistema, tal y como se describe en el numeral 11.

6. RESPONSABILIDADES

6.1. Del COES:

6.1.1. Tener implementado el Regulador Maestro (programa AGC) y los equipos

de medida de frecuencia y potencia neta por las interconexiones con otros sistemas y entre las áreas geográficas, así como cualquier otro dispositivo necesario para conocer el estado del SEIN, permitiendo realizar la Regulación Secundaria de manera automática a nivel de todo

MW

min20 s 10 min

Hasta restitución de la Reserva para RS (30 min máx)Reserva asignada para RS

0



el SEIN o por áreas geográficas, según lo establecido en el Anexo I.

6.1.2. Realizar un estudio anual en el que se detalle lo siguiente:

a. Los resultados de la evaluación general del desempeño de la RS detallada en el numeral 12.

b. Los desvíos de frecuencia admisibles en el SEIN en operación normal y ante grandes perturbaciones (delta y delta máxima).

c. La Reserva Total requerida para la RS expresada en porcentaje respecto de la demanda, según los criterios detallados en el Anexo II.

d. Las constantes de ganancia y de tiempo a utilizar en el Regulador Proporcional-Integral del Regulador Maestro del COES, tanto para la configuración para todo el SEIN como para la configuración por áreas geográficas.

e. Las constantes de ganancia y de tiempo a utilizar en los reguladores de las URS que estén obligadas a tener capacidad de regulación propia.

f. Los factores KBC que estiman las Características de Frecuencia medias de los Bloques de Control correspondientes al SEIN, las áreas geográficas y las URS que estén obligadas a tener capacidad de regulación propia, tal y como se especifica en el numeral 2 del Anexo I.

g. La Característica de Frecuencia mínima en el SEIN, considerando los efectos del comportamiento de la carga y la RPF.

h. Los precios máximos aplicables al servicio de Regulación Secundaria. i. La definición de las áreas geográficas predeterminadas, según las cuales

estará configurado el programa AGC secundario, como se indica en el Anexo I.

j. El nivel de confianza p para la determinación de la magnitud de Reserva necesaria para la regulación secundaria, según lo establecido en el numeral 2 del Anexo II.

k. El valor de la constante Kc, empleada en el cálculo del Término por Superávit en las liquidaciones económicas del servicio. Este estudio será remitido a OSINERGMIN para conocimiento, conteniendo los valores de las magnitudes mencionadas y, eventualmente, las medidas correctivas necesarias para el correcto desempeño de la RS.

6.1.3. Realizar el informe mensual de evaluación del desempeño y

cumplimiento de las URS asignadas al servicio de Regulación Secundaria, al que alude el numeral 3.2.

6.1.4. Definir los requisitos técnicos para la calificación de URS y Unidades

Generación de acuerdo con lo establecido en el presente Procedimiento Técnico.

6.1.5. Calificar a las URS para la prestación del servicio de RS.

6.1.6. Calificar a las Unidades de Generación de cada URS para la prestación

del servicio de RS.

6.1.7. Elaborar y mantener actualizado el listado de las URS calificadas para efectuar la RS y las Unidades de Generación calificadas dentro de cada URS

6.1.8. Elaborar y mantener un listado de las Unidades de Generación que, no



estando calificadas para la RS, reúnan las condiciones mínimas de diseño para tal fin.

6.1.9. Asignar la magnitud de Reserva Rotante para la RS a las URS

calificadas, de acuerdo a lo dispuesto en el numeral 9 del presente Procedimiento Técnico.

6.1.10. Establecer las cantidades de RS que es necesario contratar mediante el

mecanismo de Provisión Base.

6.1.11. Establecer los lineamientos de la Provisión Base, el cual será presentado a OSINERGMIN para su aprobación previa, y será publicado en la página web del COES antes del inicio del proceso de asignación que establece el numeral 9.5 del presente Procedimiento Técnico.

6.1.12. Realizar el seguimiento en tiempo real del cumplimiento del servicio RS

por parte de las URS, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 10 del presente Procedimiento Técnico. Este seguimiento dará lugar a la calificación del estado de la URS en cada momento según se detalla en el Anexo I, con las consecuencias operativas y económicas correspondientes.

6.1.13. Efectuar la reasignación de la Reserva rotante destinada a la RS en la

reprogramación de la operación.

6.1.14. Impartir en tiempo real las instrucciones operativas necesarias para mantener la Reserva rotante asignada para la RS.

6.1.15. Reconfigurar las URS convenientemente, ante la eventualidad de operar

por áreas geográficas.

6.1.16. Determinar los pagos y compensaciones asociadas a la provisión del servicio de RS.

6.1.17. Antes del desarrollo de la primera Provisión Base, el COES elaborará una

Nota Técnica para Regulación Secundaria donde se establezcan las especificaciones técnicas necesarias para el funcionamiento de la Regulación Secundaria, y que incluirá al menos lo siguiente:

a. Los requisitos técnicos para la infraestructura de comunicaciones

entre las URS y el COES, y entre las Unidades de Generación y las

URS.

b. Los umbrales para exigir capacidad de regulación propia a las URS,

en términos de tamaño relativo respecto del SEIN.

c. El listado de información técnica a suministrar al COES por parte de

los grupos generadores para su calificación.

d. La especificación del contenido de las pruebas de calificación para

grupos de generación.

e. La especificación de la metodología para la asignación conjunta del

PDO con la Reserva para Regulación Secundaria.



f. Las especificaciones técnicas del AGC primario y secundario, sus

sistemas informáticos de soporte y sus requisitos de mantenimiento.

g. La especificación del filtrado de la señal de ACE antes de pasar por

el regulador PI del AGC.

h. La lista completa de información a intercambiar entre las URS y el

COES.

i. La metodología para calcular el incremento de generación que

determina la respuesta dinámica teórica de la URS en cada Ciclo de

Operación.

j. Los valores de las constantes T1, ESR_MAX y UR utilizadas para el

seguimiento de la respuesta de las URS, según lo establecido en el

numeral 2 del Anexo III.

Esta Nota Técnica podrá ser reemplazada de acuerdo con los resultados

de evaluación anual que establece el numeral 6.1.2, lo cual deberá ser

informada previamente por la Dirección Ejecutiva a OSINERGMIN.

6.2. De los Integrantes del COES:

6.2.1. A efectos de la prestación voluntaria del servicio de RS, deberán

organizarse en URS y presentarse para la calificación correspondiente.

6.3. De las URS:

6.3.1. Las URS calificadas para efectuar la RS deben prestar el servicio

cumpliendo lo dispuesto en el numeral 7.2 del presente Procedimiento Técnico.

6.3.2. Mantener actualizados los datos técnicos de todas las Unidades de

Generación, señalados en el presente Procedimiento Técnico.

6.3.3. Comunicar todo evento ocurrido o acción efectuada en sus instalaciones que afecte el servicio de RS.

6.3.4. Las URS que estén conformadas por más de una empresa titular de

Unidades de Generación, deberán designar al Generador que los represente ante el COES. Asimismo, las URS deberán mantener con sus integrantes los acuerdos técnicos y económicos necesarios para la prestación del servicio de RS.

6.3.5. Realizar en calidad de único responsable, la reliquidación de los importes

económicos percibidos por el servicio de RS a las Unidades de Generación que las conforman, en caso de que esto fuera necesario, conforme a los acuerdos de partes establecidos entre los titulares de generación.

7. CALIFICACION DE RECURSOS PARA LA PROVISION DEL SERVICIO

7.1. Existirán dos niveles de calificación:



7.1.1. Calificación a nivel de URS.

7.1.2. Calificación a nivel de Unidad de Generación que decida integrarse a una

URS previamente calificada

7.2. Requisitos para la calificación de las URS:

7.2.1. Disponer de al menos un (1) Unidad de Generación que cumpla los requisitos especificados en el numeral 7.3.

7.2.2. La potencia de las URS, que es la suma de potencias de las Unidades de

Generación que lo conforman, debe ser mayor a cuarenta (40) MW.

7.2.3. Disponer de Unidades de Generación en número y características de respuesta suficientes como para que la respuesta conjunta de la URS cumpla con el requisito general para todo el SEIN especificada en el numeral 5.11.3. Para aplicar ese requisito general a la URS se considerará la siguiente información:

a. Reserva total disponible para Regulación Secundaria que ofrece la URS,

clasificada por tramos según el gradiente de toma de carga disponible en cada uno, que vendrá dado por la suma de los gradientes de toma de carga de las Unidades de Generación que contribuyen a cada tramo.

b. Los tiempos de respuesta exigidos en el SEIN y detallados en el numeral 5.11.3.

7.2.4. Disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar y

recibir, en cada Ciclo de Operación, la información a intercambiar con el COES que se especifica en el Anexo I, numeral 5. Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima igual a la establecida en la NTIITR.

7.2.5. En caso de superar determinados umbrales en términos de tamaño relativo

respecto al total del SEIN, las URS deberán contar con capacidad de Regulación Secundaria de Frecuencia propia. Estos umbrales serán establecidos por el COES, y se referirán al valor de los siguientes cocientes:

Donde:

NU: Número de URS en el SEIN. NGi: Número de Unidades de Generación en la URS i. RRSg, RRBg: Reservas regulantes a subir y a bajar de la Unidad de Generación g, según se especifica en el numeral 1.2 del Anexo III.

7.2.6. Proporcionar al COES una oferta por defecto aplicable al Mercado de Ajuste.

7.3. Requisitos para la calificación de las Unidades de Generación:



7.3.1. Solicitar previamente su inclusión en un listado, mantenido por el COES, en el que se detallarán todas las Unidades de Generación operativos en el SEIN que cumplan los siguientes requisitos, justificados en su documentación de diseño:

a. Disponer de capacidad para recibir consignas mediante un mando remoto.

b. Disponer de una banda de potencia en la que pueda responder a consignas tanto a subir como a bajar.

c. Tener capacidad para empezar a responder a las consignas enviadas en menos de diez (10) segundos.

7.3.2. Disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar a

la URS en cada Ciclo de Operación la información que la URS debe enviar al COES referente a esta Unidad de Generación según el numeral 5 de Anexo I, y recibir de la URS las consignas de potencia necesarias. Las características necesarias serán determinadas por el COES. Los requisitos técnicos para esta infraestructura serán establecidos por el COES y asegurarán una disponibilidad mínima igual a la establecida en la NTIITR.

7.3.3. Proporcionar la información técnica necesaria tanto para la regulación,

como para ser incluido en el proceso de despacho de Reserva para Regulación Secundaria. Esta información será determinada por el COES e incluirá, al menos:

a. Bandas de potencia (banda de operación, bandas restringidas, banda

disponible para Regulación Secundaria) b. Datos de consumo específico (curva o al menos máximo y mínimo, y en

qué puntos de funcionamiento y condiciones ambientales). c. Gradientes de toma de carga.

7.4. Proceso de Calificación de las URS:

7.4.1. La URS que de manera voluntaria desee participar en el servicio de RS

deberá enviar una solicitud de calificación al COES.

7.4.2. El COES analizará si la URS cumple con los requisitos establecidos en el numeral 7.2 del presente Procedimiento Técnico. En caso de que el análisis sea positivo, el COES solicitará la realización de las pruebas detalladas en el numeral 7.6 para cada una de las Unidades de Generación que integran la URS dentro de los quince (15) días de calendario de presentada la solicitud por la URS.

7.4.3. De resultar satisfactorio el resultado de las pruebas, el COES calificará a

la URS y a sus Unidades de Generación como aptos para realizar el servicio de RS, asimismo establecerá la banda de potencia disponible para regular respecto de cada uno de dichas Unidades de Generación, indicando a partir de qué día podrá ofertar disponibilidad de RS.

7.4.4. El resultado del proceso de calificación de una URS no será impugnable.

7.4.5. La calificación de una URS tendrá carácter permanente, salvo que se

produzca alguna de las siguientes circunstancias que la obligará a renovar su calificación ante el COES:



a. Modificación de los parámetros asociados al mando centralizado de la

URS calificada, sin importar el motivo de dicha modificación. b. Cuando el COES lo considere necesario, debido a un comportamiento

que no se ajusta a los requerimientos establecidos en el presente procedimiento para la prestación del servicio de RS por parte de la URS.

7.5. Proceso de Calificación de una Unidad de Generación:

7.5.1. La URS previamente calificada que de manera voluntaria desee incluir

unidad de generación adicional deberá enviar la solicitud de calificación de esta nueva unidad al COES.

7.5.2. El COES analizará si la unidad de generación a calificar cumple con los

requisitos establecidos en el numeral 7.3 del presente Procedimiento Técnico. En caso de que el análisis sea positivo, el COES solicitará la realización de las pruebas detalladas en el numeral 7.6 para la unidad a calificar dentro de los quince (15) días calendario de presentada la solicitud por la URS.

7.5.3. De resultar satisfactorio el resultado de las pruebas, el COES calificará a

la unidad de generación como apta para realizar el servicio de RS incluido en su URS, indicando:

a. A partir de qué día podrá ofertar disponibilidad de RS. b. Límites superior e inferior de generación que definen la banda disponible

para Regulación Secundaria del grupo (LSR, LIR), calculados como la banda de funcionamiento en que la Unidad de Generación responde con un gradiente de toma de carga tal que, junto con el resto de unidades de la URS con potencia regulante en esa misma banda, proporcionan a la URS una respuesta acorde con los requisitos descritos en el numeral 7.2.2.

7.5.4. El resultado del proceso de calificación de una Unidad de Generación no será impugnable.

7.6. Pruebas de Calificación para Unidades de Generación

7.6.1. Se realizarán pruebas obligatorias a evaluar la capacidad de realizar RS

de una Unidad de Generación, en las siguientes condiciones:

a. Cada vez que una URS solicite la calificación de una Unidad de Generación de su titularidad.

b. Unidades de Generación calificados, cuyas pruebas posean una antigüedad mayor de cuatro (4) años.

c. Cuando el COES lo considere necesario, conforme al numeral 7.4.5.

Para todos los casos, el costo de estas pruebas será asumido por la URS que solicita la calificación o en la que está integrada la Unidad de Generación. El incumplimiento de estas pruebas obligatorias originará la pérdida de la calificación

7.6.2. La especificación de las pruebas de calificación de las unidades de generación será elaborada por el COES conforme la Nota Técnica



mencionada en el numeral 6.1.17. El cual incluirá al menos las siguientes pruebas de calificación de las Unidades de Generación:

a. Velocidad de toma de carga. b. Pruebas de integración y respuesta al mando remoto.

7.6.3. Las pruebas de velocidad de toma de carga consistirán al menos en lo siguiente:

a. Se tomará como banda o bandas de potencia a comprobar la que haya

declarado la Unidad de Generación como útil para regulación secundaria. Para cada una de las bandas se aplicarán los literales b y c siguientes.

b. Posicionado la Unidad de Generación en el límite inferior de la banda, se dará orden remota de subir hasta el límite superior, midiendo el tiempo hasta que empiece a subir potencia, y el tiempo que tarde en alcanzar el límite superior, calculando con éste último el gradiente de toma de carga a subir.

c. Posicionado la Unidad de Generación en el límite superior de la banda, se dará orden remota de bajar hasta el límite inferior, midiendo el tiempo hasta que empiece a bajar potencia, y el tiempo que tarde en alcanzar el límite inferior, calculando con éste último el gradiente de toma de carga a bajar.

d. Se comprobará que el tiempo de comienzo de respuesta, tanto a subir como a bajar es no superior a diez (10) segundos.

e. Se comprobará que los gradientes de toma de carga tanto a subir como a bajar, sumandos a los gradientes de otras unidades de la URS, son tales que la respuesta conjunta de la URS, en el total o parte de la banda dela unidad, es acorde con los requisitos descritos en el numeral 7.2.2.

f. En caso de calificar en el mismo proceso a varias unidades de generación, y que el conjunto de ellas, junto con las ya calificadas, no cumpla con el requisito del literal e, se tomará el subconjunto de ellas que lo cumpla y lo haga con la mejor respuesta, si existe.

g. En caso de resultar positivo para la Unidad de Generación el resultado de los numerales e ó f, los límites de la parte de la banda de potencia declarada en la que se cumpla constituirán los valores LSR y LIR calificados para la Unidad de Generación.

7.6.4. El registro del resultado de las pruebas será responsabilidad del COES,

utilizando la información que reciba desde la URS en el programa AGC durante el desarrollo de las mismas.

7.6.5. Luego del desarrollo de las pruebas, el COES tendrá un plazo máximo de

diez (10) días hábiles para informar a la URS del resultado de las mismas mediante un informe.

7.6.6. La URS tendrá un plazo de diez (10) días hábiles para presentar

observaciones al informe del COES tras la recepción del mismo, las mismas que deberán ser absueltas por el COES en un plazo de diez (10) días hábiles, dando como resultado una calificación final de apta o no apta para la Unidad de Generación.

8. DETERMINACION DE LA RESERVA TOTAL

8.1. Se establecerá por separado el valor de la Reserva total requerida a Subir y de la

Reserva total requerida a Bajar.



8.2. La programación de la Reserva total requerida en el SEIN será en el Periodo de

Programación, que corresponde a los mismos establecidos para el PDO.

8.3. La magnitud de la Reserva Total requerida por el SEIN para la RS será establecida en el proceso de elaboración del Programa Diario de Operación (PDO) considerando los resultados del literal c) numeral 6.1.2, en forma de una proporción respecto a éste para la Reserva a Subir y la Reserva a Bajar.

8.4. Las proporciones del PDO para establecer la Reserva a Subir y la Reserva a Bajar serán determinadas anualmente por el COES, como resultado de un estudio según la metodología establecida en el Anexo II.

9. ASIGNACION DE SERVICIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA

9.1. Será responsabilidad del COES la asignación del servicio de RS. La asignación de

Reserva se realizará a nivel de las Unidades de Generación, sin perjuicio de que el seguimiento del servicio se realice a nivel de URS.

9.2. La asignación del servicio de Provisión Base se realizará para horizontes de tres años y la asignación del Mercado de Ajuste se realizará para horizontes diarios.

9.3. La Reserva requerida se cubre primero con las URS que tengan cantidades

comprometidas en firme en la Provisión Base, mientras que, con el Mercado de Ajuste y las cantidades no comprometidas en firme de la Provisión Base, se cubre lo faltante.

9.4. La Reserva asignada mediante Provisión Base y Mercado de Ajuste no tendrán diferencia respecto a la calidad requerida y fórmulas de cálculo de la compensación económica correspondiente. En ambos casos las ofertas se expresarán en Nuevos Soles por kW-mes (S/./KW-mes).

9.5. Provisión Base de la RS:

9.5.1. El COES adjudicará la Provisión Base de acuerdo con los lineamientos a que se refiere el numeral 6.1.11.

9.5.2. Las cantidades de Reserva a adjudicar mediante Provisión Base serán

las indicadas en el numeral 6.1.10.

9.5.3. Las cantidades en Provisión Base podrán estar divididas en dos bloques con precios que podrán ser distintos, según se acuerde en el acta de compromiso:

a. Un bloque de Reserva comprometida en firme que se asignará y liquidará económicamente en cualquier caso.

b. Uno o varios bloques variables que podrán ser asignados para completar la Reserva total requerida en el SEIN, según lo especificado en el numeral 8, siempre y cuando el Mercado de Ajuste no esté en condiciones de proveer estas mismas cantidades a menor costo.

9.5.4. Se podrá establecerse un precio diferente para la Reserva a subir y la

Reserva a bajar dentro de cada bloque

9.5.5. La adjudicación del servicio para la Provisión Base de RS se registrará



mediante un acta de compromiso suscrita por representantes del adjudicatario del servicio de Provisión Base de RS y del COES ante notario público.

9.5.6. El acta de compromiso registrará la duración del servicio, las cantidades

mínimas de servicio a ser asignadas, distribuidas en periodos temporales y Unidades de Generación, los precios de las Reservas a subir y a bajar y cualquier otro aspecto que fuere necesario de acuerdo a la legislación vigente.

9.5.7. El procedimiento de adjudicación a utilizar será transparente y cumplirá

con criterios técnicos y económicos eficientes para la provisión del servicio de RS.

9.5.8. Entre las obligaciones de los adjudicatarios se establecerán las relativas

a:

a. Requerimientos de calidad en la prestación del servicio, acordes con los requisitos especificados en el numeral 10.

b. Requerimientos de disponibilidad de banda para la prestación del servicio de RS, acordes con los requisitos especificados en el numeral 10 y con las cantidades comprometidas por periodo temporal que se le adjudicaron.

9.5.9. En caso el adjudicatario no se encuentre calificado como URS cuando menos dos (2) meses antes de la fecha de inicio de prestación del servicio de Provisión Base de RS, perderá su derecho a participar de la referida Provisión Base de RS de la que resultó adjudicatario y será objeto de la multa establecida en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. En este supuesto, el adjudicatario sólo podrá participar del Mercado de Ajustes de la RS, siempre que cuente con la respectiva calificación.

9.5.10. En la programación de la Reserva el COES pondrá en conocimiento del

representante de la URS la cantidad de reserva efectivamente asignada por cada Unidad de Generación para el día siguiente. Esta cantidad de reserva asignada será como mínimo igual a la reserva comprometida mencionada en el ítem a) del numeral 9.5.3, siempre que no tenga una indisponibilidad comunicada y sustentada.

9.5.11. La falta de reserva en una Unidad de Generación con Reserva Asignada,

provocada por indisponibilidades durante el día de ejecución, deberá ser reemplazada por la URS mediante el uso de otras unidades en control con reserva disponible. De no ser reemplazada, la URS incurrirá en déficit de reserva y se aplicará lo establecido en el Anexo IV del presente procedimiento.

9.6. Mercado de Ajuste de la RS:

9.6.1. El mercado de Ajuste de RS tiene por objeto ajustar en el corto plazo la

oferta de RS a las necesidades de Reserva del SEIN. Para ello, el mecanismo de este mercado destinado a cubrir requerimientos adicionales de RS, no debe entrar en contradicción con los acuerdos derivados de las actas de compromiso mencionados en el numeral 9.5.



9.6.2. El Mercado de Ajuste tiene por objeto complementar la Provisión Base en

la provisión de las necesidades de Reserva y tiene una periodicidad diaria.

9.6.3. Las ofertas al Mercado de Ajuste de la RS serán presentadas por las

URS, pero contendrán detalle a nivel de las Unidades de Generación.

9.6.4. La presentación de ofertas al Mercado de Ajuste de la RS será obligatoria para todas las Unidades de Generación en una URS y con Reserva para regulación disponible no comprometida en las actas de compromiso referidas en el numeral 9.5.

9.6.5. En caso de ausencia de ofertas, el COES tomará la oferta por defecto

más reciente depositada por la URS.

9.6.6. Las ofertas al Mercado de Ajuste de la RS serán por el total de la Reserva disponible no comprometida de una URS, es decir por la Reserva disponible de cada una de sus Unidades de Generación disponibles con capacidad de regulación y a un precio establecido por el representante de la URS por debajo del límite superior marcado por OSINERGMIN.

9.6.7. OSINERGMIN publicará anualmente los precios máximos de oferta

admitidos para el Mercado de Ajuste, teniendo en cuenta el estudio del COES mencionado en el numeral 6.1.2.

9.6.8. La asignación de Reserva se realizará para períodos de programación,

iguales a los de asignación del Programa Diario de Operación.

9.6.9. El COES realizará una asignación conjunta del PDO con la Reserva para Regulación Secundaria publicando tras ello la información de la Reserva Asignada a cada Unidad de Generación dentro de la URS y el Precio del Mercado de Ajuste de la misma, para cada período de asignación. El proceso de asignación conjunta tendrá en cuenta las indisponibilidades comunicadas.

9.6.10. La falta de reserva en una Unidad de Generación con reserva asignada,

provocada por indisponibilidades durante el día de ejecución, deberá ser reemplazada por la URS mediante el uso de otras unidades en control con reserva disponible. De no ser reemplazada, la URS incurrirá en déficit de reserva y se aplicará lo establecido en el Anexo IV del presente procedimiento.

9.6.11. La metodología para la asignación conjunta del PDO con la Reserva para Regulación Secundaria será establecida por el COES en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17.

9.6.12. Durante el periodo en que una URS fue designada para dar el servicio de

RS, este servicio será monitorizado por el COES de acuerdo a los criterios que se establecen en el numeral 10. La calidad del servicio provisto será tenida en cuenta en las fórmulas de liquidación de los ingresos a percibir por las URS

9.7. Reasignación en Tiempo Real de Reserva por déficit:



9.7.1. En caso de que en un Ciclo de Operación se compute Déficit de Reserva

en el SEIN según lo especificado en el numerales 10.4 y 10.5, se reasignará esta Reserva en déficit a otras URS con una Reserva en Control superior a la Reserva Asignada, asignándoles superávit proporcionalmente a este margen, según lo especificado en los numerales 1.9 y 1.10 del Anexo III.

9.7.2. La liquidación económica de esta reasignación está contemplada en el

Término por Superávit de Reserva que figura en el numeral 2.3 del Anexo IV.

10. SEGUIMIENTO DEL SERVICIO EN TIEMPO REAL

10.1. El COES realizará un seguimiento en tiempo real del servicio con objeto de comprobar que se presta adecuadamente.

10.2. El seguimiento en tiempo real se realizará a nivel de URS y en intervalos de tiempo iguales a los definidos para el cálculo y envío de los requerimientos del COES a las URS.

10.3. El seguimiento se realizará en todos los modos de operación especificados en el

Anexo I, salvo en caso de que el AGC del COES esté indisponible (estado OFF del

AGC del COES, según lo especificado en el numeral 5.1 del Anexo I).

10.4. En cada Ciclo de Operación, el seguimiento comprobará lo siguiente:

10.4.1. La Reserva total para RS efectiva (Reserva en Control) en cada URS es

igual o superior a la Reserva Asignada total para esa URS.

10.4.2. La respuesta dinámica de la URS en su conjunto es Aceptable según los criterios y metodología detallados en el Anexo III.

10.5. En caso de no cumplirse para una URS la condición especificada en el numeral

10.4.1, se le asignará un Déficit de Reserva a Subir o Bajar, conforme a los criterios y metodología detallados en el Anexo III.

10.6. En caso de no cumplirse para una URS la condición especificada en el numeral 10.4.2, se le asignará un Déficit de Reserva a Subir y a Bajar igual al total de su reserva asignada, y se declarará el estado de la URS como INACTIVO.

10.7. En caso de computarse Déficit de Reserva en un Ciclo de Operación se procederá de la siguiente manera:

10.7.1. El volumen de Reserva correspondiente al Déficit total de Reserva será

asignado a otras URS disponibles según los criterios de asignación extraordinaria de reserva para RS detallados en el numeral 9.7, computando en éstas como Superávit de Reserva, según lo especificado en el Anexo III.

10.7.2. El Superávit de Reserva se computará como Término por Superávit de

Reserva a efectos de la liquidación a la URS compensadora, según lo previsto en el numeral 11.4.3.



11. LIQUIDACION DEL SERVICIO

11.1. El COES calculará las compensaciones económicas a pagar a los prestatarios del servicio de RS.

11.2. Todos los términos económicos de la prestación del servicio deberán ser calculados de la misma manera en las actas de compromiso de la Provisión Base y en el Mercado de Ajuste de la RS, significando esto que las condiciones de provisión del servicio y las exigencias de calidad son exactamente las mismas para ambos modos de provisión.

11.3. El servicio prestado por RS será liquidado por el COES con resolución diaria y se incluirá como una compensación en los programas de transferencia de energía mensuales que se realiza en cumplimiento del Procedimiento “Valorizaciones de Transferencia de Energía Activa entre Integrantes Generadores del COES” o el que lo reemplace, considerando para estos efectos al Generador que represente a la URS ante el COES. En el informe mensual se incluirá los pagos asociados a la RS y su asignación entre los Generadores.

11.4. La liquidación económica del servicio prestado contemplará los siguientes términos, conforme al detalle indicado en el Anexo IV de este Procedimiento Técnico:

11.4.1. Costo de Oportunidad.

11.4.2. Asignación de Reserva.

11.4.3. Términos por Superávit de Reserva.

11.5. Los términos de Costo de Oportunidad y Asignación de Reserva de la liquidación del servicio prestado en el Mercado de Ajuste, se computarán para todos los Ciclos de Operación, independientemente del estado de la URS o del AGC de COES.

11.6. La remuneración del servicio de RS por Provisión Base o por Mercado de Ajuste de la RS se efectuará con independencia de la prestación simultánea por parte de la Unidad de Generación de otros Servicios Complementarios.

11.7. Asignación del Costo de la RS:

11.7.1. El pago del monto de las compensaciones asociadas a las Unidades de Generación programadas para prestar el servicio de RS, excluidos el Término por Superávit de Reserva, será asignado a todos los Generadores en proporción a la generación de energía activa real de los mismos.

11.7.2. El pago del monto total de los Términos por Superávit de Reserva será

repartido entre las URS con déficit proporcionalmente al déficit de las mismas.

11.8. Para las Unidades de Generación, en caso corresponda, se reconocerán sus

costos por consumo de combustibles de arranque – parada, de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga y por operación sin establecer el costo marginal, producidos por cumplimiento de la Reserva, definidos en el Procedimiento Técnico “Reconocimiento de costos eficientes de operación de las centrales termoeléctricas del COES” o el que lo sustituya.



12. EVALUACION DEL SERVICIO

12.1. El COES realizará anualmente una evaluación general del desempeño de la RS,

que se incluirá en el estudio indicado en el numeral 6.1.2.

12.2. La evaluación del servicio consistirá en un estudio individualizado de los períodos de operación ante grandes perturbaciones, y un estudio estadístico del resto, considerados como períodos de operación normal.

12.3. Se considerará período de operación ante una gran perturbación a los 10 minutos inmediatamente posteriores a fallas por desconexión de generación, o a conexiones/desconexiones de carga mayores al 50% de la Reserva programada para la RS.

12.4. Para los períodos de operación normal, se calculará el desvío de frecuencia en cada Ciclo de Operación. Se considerará que la RS es satisfactoria si el desvío de frecuencia se mantiene en la Banda Central para al menos el 95% de los ciclos.

12.5. Para los períodos de operación ante grandes perturbaciones, se considerará que la RS es satisfactoria si la evolución dinámica de la frecuencia se mantiene dentro la Banda Dinámica admisible.

12.6. La Banda Dinámica establecerá un rango de variación máximo de la frecuencia con el tiempo tras una gran perturbación.

12.7. La Banda Dinámica aplicable a cada perturbación se calculará en función del volumen de la perturbación, esto es, la magnitud de la desconexión de generación que dio lugar a la perturbación.

12.8. La metodología para calcular la Banda Dinámica admisible será establecida por el COES, con las siguientes limitaciones:

12.8.1. El rango de variación de la frecuencia no podrá superar en ningún punto

el desvío de frecuencia máximo, que será el menor valor entre: i) el desvío de frecuencia máximo esperado, dado el volumen de la perturbación y la Característica de Frecuencia mínima en el SEIN; y ii) el desvío de frecuencia máximo admisible ante grandes perturbaciones, dado por el valor de la delta máxima admisible.

12.8.2. La frecuencia deberá converger a la Banda Central en un tiempo no

superior a 10 minutos.

12.9. La Delta máxima y la Característica de Frecuencia mínima en el SEIN serán establecidos por el COES en el estudio indicado en el numeral 6.1.2.

12.10. Si la RS es considerada no satisfactoria según los criterios detallados en los numeral 12.4 y 12.5, el COES propondrá a OSINERGMIN las medidas correctoras necesarias en el estudio indicado en el numeral 6.1.2.

13. DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Primera.- Se establece como Periodo Transitorio para aplicación integral del presente procedimiento, el periodo que empieza desde su entrada en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2015.



Segunda.- Durante el Periodo Transitorio se establece el siguiente mecanismo para brindar el Regulación Secundaria:

1. El AGC del COES se declarará indisponible (estado OFF especificado en el numeral 5.1 del Anexo I del presente procedimiento).

2. El COES en un plazo máximo de un mes antes de la entrada en vigencia del presente procedimiento deberá:

i) Calificar como URS a las centrales o unidades de generación que actualmente tienen capacidad de dar regulación secundaria. Esta calificación solo durará durante el Periodo Transitorio.

ii) Establecer la cantidad de Reserva Secundaria que se requiere para el Periodo Transitorio.

iii) Establecer el mecanismo de asignación de reserva con carácter temporal, por el Periodo Transitorio, en el que la asignación tenga en cuenta las limitaciones técnicas de ejercer la RS y los precios económicos.

iv) La restitución de la Reserva asignada para RS podrá exceder el tiempo máximo de 30 minutos que señala el numeral 5.11.3, si la operación así lo requiere.

v) Establecer los criterios de seguimiento del servicio, que tendrán validez durante el periodo transitorio.

vi) Registrar las actas de compromiso con las URS, que voluntariamente deseen dar el servicio, donde se establezca las Reservas comprometida por todo el Periodo Transitorio y el precio ofertado. En este caso, los precios ofertados por el servicio, no deberán superar el 50% del Precio de Potencia vigente (expresado en S/./kW-mes). En caso, no se tenga ninguna URS interesada en dar el servicio, o sean insuficiente para cubrir la Reserva requerida, el COES dispondrá con carácter obligatorio la URS que dará el servicio y será considerada el menor valor de precio ofertado y de existir precios ofertados será igual a cero (0).

3. Las liquidaciones económicas para las URS, se realizarán conforme a lo establecido en el numeral 11 del presente procedimiento, considerando como precios aplicables a la Reserva no suministrada a subir y bajar el Precio de Potencia vigente.

14. ANEXOS

Anexo Nº Descripción

I Metodología de prestación del servicio mediante un AGC

II Metodología para determinar la reserva total

III Metodología para el seguimiento en tiempo real

IV Metodología para el cálculo de las liquidaciones económicas del servicio de RS



ANEXO I METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE UN AGC

1. CRITERIOS GENERALES

1.1. La RS en el SEIN se realizará de manera centralizada, mediante un programa

AGC (Regulador Maestro) bajo control y responsabilidad del COES.

1.2. El objetivo del programa AGC será mantener para el conjunto del SEIN la frecuencia y el intercambio neto con otros sistemas en sus valores de referencia.

1.3. Existirá un programa AGC secundario en el COES funcionando en paralelo al programa AGC primario, configurado para operar por áreas geográficas predeterminadas, y que estará preparado para tomar el control de las URS de manera inmediata en cualquier momento.

1.4. La definición de las áreas geográficas predeterminadas corresponderá al COES, que actualizará la misma anualmente en el estudio indicado en el numeral 6.1.2, con la única limitación de que debe de haber al menos una URS calificada en cada área geográfica.

1.5. El programa AGC secundario conmutará con el programa AGC primario mediante orden por parte del COES cuando se produzca alguna de las siguientes circunstancias:

1.5.1. Aislamiento eléctrico de una de las áreas geográficas

predeterminadas respecto del resto.

1.5.2. Pérdida de capacidad operacional del programa AGC primario.

1.5.3. Cuando el COES lo considere necesario.

1.6. El programa AGC enviará a las URS consignas directas de potencia, en función del ACE y de la Reserva para RS para el conjunto de Grupos de Generación en control de cada URS.

1.7. El reparto de la consigna del COES para cada URS entre sus Unidades de Generación integrantes y calificados para prestar el servicio de Regulación Secundaria, será potestativo de la URS.

1.8. Las URS que cumplan los requisitos establecidos por el COES en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17, tendrán capacidad de regulación propia (programa AGC), que estará inactiva en condiciones normales de operación, pero disponible ante la eventualidad de perder comunicación con el COES, o que el AGC del COES se declare indisponible (estado OFF del AGC del COES, según lo especificado en el numeral 5.1 del presente Anexo).

1.9. Los programas AGC del COES, y de las URS que cumplan los requisitos de regulación propia calcularán un Error de Control de Área (ACE) y lo filtrarán mediante un regulador proporcional-integral (PI) para calcular la consigna general del área.

1.10. Las especificaciones técnicas de los programas AGC primario y secundario, sus sistemas informáticos de soporte, y sus requisitos de mantenimiento,



serán establecidos por el COES en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17, atendiendo a lo siguiente:

1.10.1. El sistema informático de soporte será redundante con capacidad de

conmutación en caliente asegurando una disponibilidad de al menos el 99,95% en lo que se refiere a la función AGC.

1.10.2. Los equipos de medida de frecuencia y potencia neta por las interconexiones serán redundantes, permitirán la conmutación automática ante fallo de la fuente primaria y asegurarán en conjunto una disponibilidad, incluyendo las comunicaciones, de al menos igual a la establecida en la NTIITR

2. CÁLCULO DEL REQUERIMIENTO TOTAL

2.1. El requerimiento para las URS se calculará en intervalos (Ciclos de Operación) de 5 segundos.

2.2. En operación normal el bloque de control será el conjunto del SEIN. La operación por áreas geográficas se detalla en el numeral 4 del presente Anexo.

2.3. En cada ciclo se calculará primero el ACE del conjunto del SEIN mediante las siguiente expresión:

Donde:

Pmed: Potencia neta que fluye por las interconexiones del bloque de control con bloques adyacentes (MW). Pprog: Potencia neta programada por las interconexiones del bloque de control con bloques adyacentes (MW). KBC: Factor K que estima la Característica de Frecuencia del bloque de control (MW/Hz). Fmed: Frecuencia del sistema medida (Hz). F0: Frecuencia de referencia (Hz).

2.4. En la expresión del numeral 2.3 el signo de KBC será positivo, y se

considerará sentido positivo de las potencias netas por las interconexiones cuando el intercambio sea exportador.

2.5. Eventualmente el ACE correspondiente al SEIN podrá controlar únicamente la frecuencia mientras no existan o estén fuera de servicio interconexiones internacionales síncronas con otros sistemas.

2.6. El factor KBC será calculado por el COES anualmente en el estudio indicado en el numeral 6.1.2, mediante una estimación por exceso de la Característica de Frecuencia media del sistema.

2.7. En operación normal el bloque de control será el conjunto del SEIN. En operación por áreas habrá un Bloque de Control por cada área. La operación por áreas geográficas se detalla en el numeral 4 del presente Anexo.



2.8. En caso de pérdida de comunicación entre el COES y una URS con capacidad de regulación, la URS constituirá un Bloque de Control y calculará su propio ACE teniendo en cuenta sólo el desvío de frecuencia

2.9. El ACE podrá ser filtrado antes de pasar al regulador PI para establecer bandas muertas, límites, suavizados, etc. La definición precisa de este proceso de filtrado se basará en estudios realizado por el COES, y se especificará en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17.

2.10. Las constantes de ganancia (β) y constante de tiempo (τ) del regulador PI serán calculadas por el COES anualmente en el estudio indicado en el numeral 6.1.2 manteniéndose dentro de los intervalos β ϵ [0 , 0.5] y τ ϵ [50 s , 200 s].

2.11. El requerimiento total a las URS depende de calificación en tiempo real del estado del las mismas. Los posibles estados para cada URS son los siguientes:

Estado Descripción

ACTIVO Es el estado normal de operación. La URS participa en el control y el seguimiento que hace el COES es satisfactorio.

INACTIVO La URS está conectada al sistema de control del COES, pero el AGC no cuenta con ella para la regulación, debido a: a.Un seguimiento no satisfactorio. Los criterios para declarar el seguimiento no satisfactorio se detallan en el numeral 10 y el Anexo III del Presente procedimiento Técnico. b.Calidad deficiente de las comunicaciones entre la URS y el COES. Los criterios para declarar las comunicaciones como deficientes serán establecidos por el COES. c.La Reserva Asignada a la URS es nula por no haber salido asignada en el despacho conjunto PDO más Reserva para RS.

DESCONECTADO La URS ha enviado una señal de desconexión al COES.

DESCONECTADO_COES EL COES ha desconectado manualmente a la URS, por razones ajenas al comportamiento de la URS.

2.12. El resultado del regulador PI constituye el Incremento de Potencia Total

Requerida para el SEIN para las URS (ΔPreq). El requerimiento total será la Potencia Requerida para las URS en el SEIN (Preq), calculada como la suma de la Potencia Actual de las URS en el SEIN y el ΔPreq. La Potencia Actual en cada URS i (Pact,i) se entenderá como la generada en tiempo real.

2.13. La Pact en el SEIN es la suma de la potencia actual de todas las URS en estado ACTIVO.



3. CÁLCULO DEL REQUERIMIENTO PARA CADA URS

3.1. Se calcula Potencia Actual en cada URS i (Pact,i) como la suma de las

potencias actuales de cada uno de las Unidades de Generación que forman parte de la URS.

3.2. Se calcula Potencia Sostenida en cada URS i (Psos,i) como la suma de los valores del PDO asignados a cada uno de las Unidades de Generación que forman parte de la URS.

3.3. Se calcula la Potencia Sostenida en el SEIN (Psos) como la suma de la Potencia Sostenida en todas las URS en estado ACTIVO.

3.4. Se calcula la Potencia Temporal para el SEIN (Ptem) como la diferencia entre la Potencia Total Requerida para el SEIN (Preq) y la Potencia Sostenida en el SEIN (Psos).

3.5. Se calcula la Reserva Reconocida de cada URS (RRi), igual a la Reserva Reconocida a Subir de la URS si Ptem>0 o igual a la Reserva Reconocida a Bajar de la URS si Ptem<0.

3.6. Se calcula RRSEIN la suma de las Reservas Reconocidas de todas las URS.

3.7. Se limita el valor absoluto de Potencia Temporal para el SEIN a RRSEIN.

Si |Ptem|>RRSEIN → Ptem = RRSEIN ∙ sgn(Ptem)

Donde sgn() es la función signo.

3.8. Se calcula la Potencia Temporal para cada URS i (Ptem,i) repartiendo la

Potencia Temporal para el SEIN entre las URS en estado ACTIVO, conforme a lo siguiente:

Ptem,i = (RRi ÷ RRSEIN) ∙ Ptem Donde:

RRi: Reserva Reconocida de la URS, igual a la Reserva Reconocida a Subir de la URS si Ptem>0 o igual a la Reserva Reconocida a Bajar de la URS si Ptem<0.

3.9. Se calcula el requerimiento para cada URS i (Preq,i) como la suma de su

Potencia Sostenida (Psos,i) y su Potencia Temporal (Ptem,i).

4. OPERACIÓN POR AREAS GEOGRÁFICAS

4.1. En caso de que haya URS con sus recursos de generación distribuidos por varias áreas geográficas, el COES las reconfigurará adecuadamente para que cada nueva URS esté ubicada únicamente en un área.

4.2. Se establecerá un bloque de control por cada área geográfica, y un bloque supervisor a nivel centralizado para todo el SEIN.



4.3. El bloque supervisor centralizado controlará el desvío de las interconexiones internacionales, calculando una señal de Error de Control Adicional (ECA).

4.4. El ECA se repartirá entre los bloques de control de modo proporcional a la Reserva disponible en cada uno.

4.5. Los bloques de control tendrán su propia señal de ACE, calculada como la señal de ECA correspondiente más el resultado de la expresión general para el ACE detallada en el numeral 2.2 del presente Anexo.

4.6. El cálculo del requerimiento total para cada bloque de control y para cada URS dentro del bloque se hará con los mismos criterios generales detallados en los numerales 2 y 3 del presente Anexo.

5. INFORMACIÓN A INTERCAMBIAR EN TIEMPO REAL

5.1. La lista completa de información a intercambiar entre las URS y el COES será especificada por el COES en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17. Como mínimo esta lista incluirá las siguientes señales:

Variables con origen el COES Variables con Origen las URS

Estado declarado del AGC del COES (ON/OFF)

Estado declarado de la URS (ON/OFF)

Preq para cada URS Estado de control de la Unidad de Generación

Calificación de estado de cada URS

Potencia actual generada en tiempo real por cada Unidad de Generación

Límite superior declarado en tiempo real de cada Unidad de Generación

Límite inferior declarado en tiempo real de cada Unidad de Generación



ANEXO II METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA RESERVA TOTAL

1.CRITERIOS GENERALES

1.1. La magnitud de la Reserva destinada a la RS reflejará el error estadístico

horario de la previsión de la demanda y no debe ser inferior a la magnitud de las variaciones aleatorias de la demanda que para esto determine el COES.

1.2. En caso de contarse con generación de Recursos Energéticos Renovables (RER) del tipo no gestionable (eólico, solar, mareomotriz o similar) la magnitud de Reserva destinada a la RS también deberá contemplar el error estadístico horario de la proyección de dicha generación.

1.3. Para el caso de áreas aisladas, el valor de la Reserva destinada a la RS será igual al 5% de la mayor demanda pronosticada para dicha área durante el periodo que ésta se encuentre aislada.

2.METODOLOGÍA Se calculará el error estadístico horario en la previsión de la demanda, en términos relativos del programa diario de operación (PDO), de la siguiente manera:

2.1. Se considera una base histórica del último año.

2.2. Se obtienen las desviaciones de la demanda real respecto de la demanda

programada en el PDO o el reprograma de ser el caso. Se excluyen los periodos donde se presentó desconexión de carga debido a fallas de generación o transmisión.

2.3. Se separa la serie de desviaciones en la serie de desviaciones positivas (Serie DP=PDO-Demanda Real>0) y la serie de desviaciones negativas (Serie DN=PDO-Demanda Real<0).

2.4. Se asume que el error de predicción de ambas series posee una distribución estadística del tipo normal truncada por la izquierda en 0 para DP y por la derecha en 0 para DN. La magnitud de Reserva requerida se determina como la potencia necesaria para cubrir una desviación de demanda correspondiente al un determinado nivel de confianza p, el cual no deberá ser inferior al 90%, y que será propuesto por el COES en el estudio anual mencionado en el numeral 6.1.2..

2.5. Se procede de igual manera a los numerales 2.2, 2.3 y 2.4 para el caso de la generación RER del tipo no gestionable y se determina la magnitud de Reserva correspondiente a este tipo de generación.

2.6. La magnitud de la Reserva destinada a la RS será igual a la suma de las magnitudes determinadas en los numerales 2.4 y 2.5.



ANEXO III METODOLOGÍA PARA EL SEGUIMIENTO EN TIEMPO REAL

1.SEGUIMIENTO DEL VOLUMEN DE RESERVA Se calculará el Déficit total de Reserva de cada URS como la suma de los Déficits de Reserva a Subir y de Reserva a Bajar de sus Unidades de Generación, según la siguiente metodología: 1.1. Se calcula la Reserva Asignada de la URS como la suma de las Reservas

asignadas a sus Unidades de Generación en el despacho de Regulación Secundaria, distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar:

Donde: NSi: Número de grupos con Reserva a Subir Asignada en la URS i. NBi: Número de grupos con Reserva a Bajar Asignada en la URS i. RASj: Reserva a Subir Asignada al Unidad de Generación j (≥0). RABj: Reserva a Bajar Asignada al Unidad de Generación j (≥0).

1.2. Se calcula la Reserva Regulante de cada Unidad de Generación perteneciente a la URS como la Reserva útil para regulación, que se certifica en la pruebas de calificación, minorada por los límites más restrictivos que la URS pueda informar en tiempo real para cada Unidad de Generación (LSD, LID), distinguiendo entre Reserva Regulante a Subir y Reserva Regulante a Bajar. a. Se corrigen los Límites Declarados, si no son coherentes:

b. Se calculan las Reservas Regulantes:

Donde:

RRSj: Reserva Regulante a Subir de la Unidad de Generación j. RRBj: Reserva Regulante a Bajar de la Unidad de Generación j. POj: Programa de Operación de la Unidad de Generación j. LSDj: Límite superior declarado de la Unidad de Generación j. LSRj: Límite Superior Regulante teórico de la Unidad de Generación j, obtenido en la calificación según lo detallado en el numeral 7.5.3.b del presente Procedimiento Técnico.



LIDj: Límite inferior declarado de la Unidad de Generación j. LIRj: Límite Inferior Regulante teórico del grupo j obtenido en la calificación según lo detallado en el numeral 7.5.3.b del presente Procedimiento Técnico.

1.3. Si alguno de los valores de RRSj y RRBj resultan negativos se toman iguales

a cero.

1.4. Se calcula la Reserva en Control de la URS i como la suma de las reservas disponibles para regular (Reserva Regulante) que aportan los Unidades de Generación pertenecientes a la URS y que están en control, distinguiendo entre Reserva en Control a Subir (RCS) y Reserva en Control a Bajar (RCB).

Donde:

NCi: Número de grupos en control en la URS i. RRSj: Reserva Regulante a Subir de la Unidad de Generación j. RRBj: Reserva Regulante a Bajar de la Unidad de Generación j.

1.5 Se calcula la Reserva Reconocida de la URS i, distinguiendo entre Reserva

Reconocida a Subir (RRS) y Reserva Reconocida a Bajar (RRB):

1.6 Se calcula el Déficit de Reserva de la URS i, distinguiendo entre Déficit de

Reserva a Subir (DRS) y Déficit de Reserva a Bajar (DRB):

1.7. El total del Déficit de Reserva para todo el sistema se reparte entre las URS

sin déficit y con superávit de Reserva física (diferencia positiva entre Reserva en Control y Reserva Asignada) utilizando el mecanismo de reasignación de Reserva previsto en el numeral 9.7 del presente Procedimiento Técnico.

1.8. Se calculan los Déficit de Reserva Compensables a Subir y Bajar en el SEIN (DRCS, DRCB):



Donde:

NU: Número de URS en el SEIN.

1.9. La asignación del déficit a las URS con superávit físico se realiza proporcionalmente a estos déficit compensables, dando lugar un recálculo de las Reservas Reconocidas de cada URS:

1.10. Se calcula el Superávit de Reserva de la URS i, distinguiendo entre Superávit

de Reserva a Subir (SRS) y Superávit de Reserva a Bajar (SRB):

2.SEGUIMIENTO DE LA RESPUESTA En cada Ciclo de Operación se declarará la respuesta dinámica de la URS como Aceptable o No Aceptable, según la siguiente metodología:

2.1 Se calcula la respuesta dinámica teórica de la URS, como la potencia que

debería estar generando la URS (Pmod,i) en respuesta a los requerimientos del COES (Preq,i)

2.2 La respuesta dinámica teórica de la URS (Pmod,i) en un ciclo n se calculará como incremento de generación teórica respecto al valor de la respuesta dinámica teórica en el ciclo anterior n-1, salvo que se cumplan la condición para inicializar de valor, en cuyo caso será igual a la potencia actual de la URS según lo detallado en el numeral 3.1 del Anexo I.



2.3 La condición para inicializar el valor de la respuesta dinámica teórica de la URS en un ciclo n será que haya un cambio en el estado de la URS entre el ciclo n-1 y el ciclo n salvo en el cambio de ACTIVO a INACTIVO.

2.4 Si la URS está en estado INACTIVO, según el numeral 3.9 del presente anexo no se calculará Preq,i, de modo que, a efectos de cálculo de la respuesta dinámica teórica de la URS, se tomará como Preq,i el último valor calculado mientras la URS estuvo en estado ACTIVO.

2.5 La metodología para calcular el incremento de generación que determina la respuesta dinámica teórica de la URS en un ciclo de operación será especificada por el COES en la Nota Técnica mencionada en el numeral 6.1.17.

2.6 Se calculan el Error de Respuesta de la URS (ERRi) y el Error de Respuesta Teórico de la URS (ERTi):

ERRi = |Preq,i – Pact,i| ERTi = |Preq,i – Pmod,i|

Donde: Preq,i: potencia total requerida a la URS i por el COES, calculada según lo detallado en el numeral 3.9 del Anexo I. Pact,i: potencia actual de la URS i, calculada según lo detallado en el numeral 3.1 del Anexo I.

2.7 Se calcula el Error de Seguimiento de la URS (ESi):

ESi = ERRi – ERTi

2.8 Se calcula el Error de Seguimiento Retardado de la URS (ESRi), aplicando la respuesta de un sistema de primer orden con constante de tiempo T1 sobre la evolución de ES, y se limita su valor absoluto mediante una constante ESR_MAX.

2.9 Si la URS está en estado ACTIVO, se declara la condición de respuesta No Aceptable si el valor de ESRi supera un cierto umbral (UR2) y Aceptable en caso contrario.

2.10 Si la URS está en estado INACTIVO, se declara la condición de respuesta No

Aceptable si el valor de ESR supera un cierto umbral (UR1) y Aceptable en caso contrario.

2.11 Los umbrales UR1 y UR2 estarán relacionados entre sí mediante una

constante k, según la siguiente expresión:

2.12 Los valores de T1, ESR_MAX, UR1 y k serán especificados por el COES y

habrán de cumplir:



ANEXO IV METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS LIQUIDACIONES

ECONÓMICAS DEL SERVICIO DE RS 1.ESTRUCTURA GENERAL DE LA LIQUIDACIÓN

1.1. La liquidación económica de la provisión del servicio de RS estará constituida

por el mismo conjunto de términos, sea el servicio satisfecho mediante Provisión Base o mediante la concurrencia a Mercado de Ajuste.

1.2. Los términos de la liquidación económica de la provisión del servicio de RS son los siguientes: DERECHOS DE COBRO

1.2.1. Costo de Oportunidad (CO). 1.2.2.Asignación de Reserva (AR). 1.2.3.Cobros por Superávit (CS). OBLIGACIONES DE PAGO

1.2.4. Pagos de superávit de reserva y por reserva no suministrada (PS).

1.3. La liquidación económica de cada URS u que provee el servicio en un determinado mes será calculada con la siguiente fórmula de liquidación:

LIQu = COu + ARu + TSRu

TSRu = CSu – PSu Donde TSRu es el resultado de los Términos de Superávit de Reserva de la URS u.

1.5 Cada Generador i efectuará un pago mensual por regulación secundaria conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

PRSi: Pago del Generador i por regulación secundaria a la URS u. COup: Costo de Oportunidad de la URS u el día p del mes. ARup: Asignación de Reserva de la URS u el día p del mes. N: Número de días del mes. Gip : Producción de energía del Generador i el día p. Ng : Número total de Generadores.



1.6 Cada Generador i representante a una URS con déficit de reserva transferirá a cada Generador j representante a una URS con superavit los correspondientes Cobros por Superávit de Reserva en proporción de su participación sobre el total de déficit de reserva.

2.TÉRMINOS DE LA LIQUIDACIÓN

2.1 COSTO DE OPORTUNIDAD: El costo de oportunidad será calculado por el COES para las Unidades de Generación proveedores del servicio de RS en cada periodo diario de programación del PDO. El costo de oportunidad representa la diferencia del beneficio neto obtenido por una Unidad de Generación en el programa de producción de energía durante un periodo de programación, motivado por la necesidad de despachar a este en un punto de funcionamiento con producción inferior para permitirle la provisión de la RS que se le asigna. Para el cálculo de este término el COES realizará una asignación del PDO sin tener en cuenta la provisión de Reserva para RS, posteriormente se realizará la asignación conjunta de PDO y Reserva. Para aquellas Unidades de Generación (g) cuyo PDO resultó ser inferior debido a su obligación de proveer servicio de RS, el costo de oportunidad en un periodo de programación se calculará como la diferencia del beneficio neto obtenido de ambas asignaciones:

COg = mínimo((PDOig PDOfg), 0)∙ (CMgCP- CVg )

Si COg <0 entonces COg = 0

, Ng es el número de grupos de la URS u

Donde:

COg: Derecho de cobro por Costo de Oportunidad de la Unidad de

Generación g en un periodo de programación. PDOig: Programa Diario de Operación preliminar de la Unidad de

Generación g, calculado sin tener en cuenta la provisión de RS en el sistema.

PDOfg: Programa Diario de Operación de la Unidad de Generación g, calculado teniendo en cuenta la provisión de RS en el sistema.

CMgCP: Costo Marginal de Corto Plazo. CVg : Costo variable de la Unidad de Generación g.

2.2. ASIGNACIÓN DE RESERVA: El término de asignación de Reserva será calculado para cada Unidad de Generación a la que se asigna la provisión de RS en un periodo de programación.



Donde:

ARSg: Derecho de cobro por asignación de Reserva a subir de la

Unidad de Generación g en un periodo de programación. ARBg: Derecho de cobro por asignación de Reserva a bajar de la

Unidad de Generación g en un periodo de programación.

RASg: Reserva a subir que ha sido asignada a la Unidad de Generación g en un periodo de programación.

RABg: Reserva a bajar que ha sido asignada a la Unidad de Generación g en un periodo de programación.

PRSg, PRBg: Precio de la Reserva a subir y bajar respectivamente aplicable a la Unidad de Generación en el periodo, multiplicado por 1/30. Pueden darse dos casos:

a. Que la Reserva haya sido asignada como consecuencia de un acta de compromiso para la Provisión Base. En ese caso el precio de la Reserva aplicable será el precio pactado en el acta de compromiso para la reserva del periodo en cuestión.

b. Que la Reserva haya sido asignada como resultado del Mercado de Ajuste, en ese caso el precio aplicable será el Precio del Mercado de Ajuste calculado por el COES para el periodo en cuestión en el proceso de asignación conjunta PDO-Reserva de regulación.

El término de asignación de reserva a liquidar a la URS u en un periodo diario en la fórmula general de la liquidación, será la suma de los términos de asignación de reserva de las unidades de la URS con reserva asignada en el periodo.

2.3. TÉRMINO POR SUPERÁVIT DE RESERVA

2.3.1 COBROS POR SUPERAVIT DE RESERVA: Los cobros por superávit de Reserva para la URS u en un periodo diario se calculan como la suma de los cobros por superávit a subir y a bajar en el periodo considerando la constante Kc:

Donde:

Kc: Constante de calidad (Kc≥1), que será propuesta por el COES en el informe mencionado en el numeral 6.1.2.



Donde:

SRSuk y SRBuk: Superávits de Reserva a subir y a bajar respectivamente

correspondientes a la URS u en los Ciclos de Operación k del periodo diario.

NC: Número de Ciclos de Operación totales del periodo diario. Ps: Precio aplicable para la Reserva de la URS a subir en relación

a la bonificación de superávit. Este será el mayor de los precios de Reserva a subir de las Unidades de Generación en control de entre todas las URS con Reserva asignada en el periodo diario multiplicado por 1/30.

Pb: Precio aplicable para la Reserva de la URS a bajar en relación a la bonificación de superávit. Este será el mayor de los precios de Reserva a bajar de las Unidades de Generación en control de entre todas las URS con Reserva asignada en el periodo multiplicado por 1/30.

2.3.2 PAGOS POR SUPERAVIT DE RESERVA Y RESERVA NO

SUMINISTRADA

2.4.1 Pagos de Superávit: Los costos originados por el cobro de superávit de Reserva a liquidar a las URS en un periodo diario serán repartidos entre las URS con déficit en el periodo en proporción conforme a lo siguiente:

Para una URS u con déficit en el periodo diario, el pago resultante será igual a:

Por superávit a subir:

Por superávit a bajar:

Donde:



CSSv y CSBv: Cantidades a cobrar por cada URS v en concepto de superávit de Reserva a subir y bajar en el periodo diario p.

NU: Número total de URS. NC: Número de Ciclos de Operación totales del periodo

diario. DRSu y DRBu: Déficit de Reserva a subir y bajar de una URS u en

el periodo diario. DRSuk y DRBuk: Déficit de Reserva a subir y bajar de una URS u en

los ciclos k del periodo diario.

2.4.2 Pagos de Reserva no suministrada: En el caso de que la suma de

los déficits de reserva de las URS en un determinado periodo, sea

mayor que el superávit total provisto en ese periodo, se considera

que existe una reserva no suministrada en el sistema. La reserva no

suministrada tiene un costo que deberá ser sufragado por las URS

con déficit de reserva en el periodo.

Las reservas no suministradas a subir y bajar respectivamente en el periodo i, se definen como:

Donde:

RNSSp, RNSBp: Reserva no suministrada a subir y a bajar respectivamente en el periodo diario.

DRSuk, DRBuk: Déficits de Reserva a subir y a bajar respectivamente correspondientes a la URS u en los ciclos k del periodo diario.

SRSuk, SRBuk: Superávits de Reserva a subir y a bajar respectivamente correspondientes a la URS u en los ciclos k del periodo diario.

NU: Número total de URS con reserva asignada en el periodo diario.

NC: Número de ciclos de operación totales del periodo diario.

Se define el costo de la reserva no suministrada a subir (CRNSSp) o bajar (CRNSBp) en el periodo diario p como:

Si RNSSp >0:

Si RNSSp ≤0:



Si RNSBp >0:

Si RNSBp ≤0:

Donde:

PrRNSSp, PrRNSBp: Precios aplicables a la reserva no suministrada a subir y bajar respectivamente que corresponden a los precios máximos del numeral 9.6.7, multiplicados por 1/30.

El costo de la reserva no suministrada en un periodo será repartido entre las URS con Reserva no suministrada en el periodo en proporción conforme a lo siguiente:

Para una URS u con Reserva no suministrada en el periodo p, el pago resultante será igual a:

Por Reserva no suministrada a subir:

Por Reserva no suministrada a bajar:

Donde:

PRNSSu, PRNSBu Pagos por reserva no suministrada a subir y

bajar respectivamente realizados por la URS u en el periodo diario.



Cada Generador i recibirá de la URS u un monto mensual al día p por Reserva no suministrada conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

PRNSiu: Pago de la URS u al Generador i en día p del mes. PRNSSup: PRNSSu del día p del mes. PRNSBup: PRNSBu del día p del mes. N: Número de días del mes. Gip : Producción de energía del Generador i el día p. Ng : Número total de Generadores.

Procedimiento Técnico COES PR-22 Reserva Rotante para ......GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN...

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