RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N OS/CD

(1)

SEPARATA ESPECIAL

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 176-2017-OS/CD Aprueban Modifi cación del Procedimiento Técnico del COES N° 08 Criterios de

Seguridad Operativa de Corto Plazo para el SEIN

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 177-2017-OS/CD Aprueban Modifi cación del Procedimiento Técnico del COES N° 27 Régimen aplicable

a las Centrales de Generación del Nodo Energético en el Sur del Perú

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 178-2017-OS/CD Aprueban Modifi cación del Procedimiento Técnico del COES N° 42 Régimen aplicable

a las Centrales de Reserva Fría de Generación

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 179-2017-OS/CD Aprueban Nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 07 Determinación de Costos

Operativos adicionales de las Unidades de Generación Térmica

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 180-2017-OS/CD Aprueban Nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 33 Compensación de Costos

Operativos adicionales de las Unidades de Generación Térmica

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 181-2017-OS/CD Aprueban Nuevo Procedimiento Técnico del COES Condiciones de Participación

en el Mercado Mayorista de Electricidad

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO OSINERGMIN N° 182-2017-OS/CD Aprueba segundo monto que el Administrador FISE debe transferir a la Cuenta de Promociones de la empresa Gas Natural de Lima y Callao S.A. (Cálidda), en el marco de las disposiciones de la Norma Procedimiento para la implementación del

reconocimiento del Descuento de Promoción a Consumidores residenciales dispuesto por Decreto Supremo N° 004-2017-EM.

(2)

(3)

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN N° 176-2017-OS/CD

Lima, 22 de agosto de 2017 CONSIDERANDO

Que, el 23 de julio de 2006, se publicó la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, estableciendo en el literal b) del artículo 13 que una de las funciones de interés público a cargo del COES, es elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por Osinergmin;

Que, mediante Decreto Supremo N° 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 el Osinergmin, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento;

Que, mediante Resolución N° 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (“Guía”), estableciéndose el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES. Esta Guía fue modifi cada mediante Resolución N° 088-2011-OS/CD, mediante Resolución N° 272-2014-OS/CD y mediante Resolución N° 090-2017-OS/CD;

Que, así también, mediante Resolución N°247-2014-OS/CD, se publicó el Procedimiento Técnico del COES N° 08 “Criterios de Seguridad Operativa de Corto Plazo para el SEIN” (PR-08), el cual tiene por objetivo defi nir los criterios de seguridad a ser utilizados en la programación de la operación del SEIN en el Corto Plazo y en la Reprogramación de la Operación Diaria, y establecer las consideraciones y metodología para la programación de la operación de Unidades de Generación fuera del Despacho Económico por Seguridad;

Que, asimismo en el artículo 11 de la Ley N° 28832, se creó el Mercado de Corto Plazo de dicha Ley, en el que pueden participar los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y los Grandes Usuarios Libres, además de los Generadores que venían participando en el mercado spot vigente, según las condiciones que se establezcan en el respectivo Reglamento;

Que, mediante Decreto Supremo N° 027-2011-EM, se aprobó el Reglamento del Mercado de Corto Plazo, sujetando su vigencia al vencimiento del Decreto de Urgencia N° 049-2008, y posteriormente hasta el 01 de enero de 2016, mediante el Decreto Supremo N° 032-2012-EM. Este decreto supremo encargó una reformulación del reglamento, previa publicación de un proyecto a ser sometido a la opinión de los interesados;

Que, luego del proceso de transparencia seguido en el Ministerio de Energía y Minas, mediante Decreto Supremo N° 026-2016-EM, del 28 de julio de 2016, se aprobó el Reglamento del Mercado mayorista de Electricidad (Reglamento MME), el cual establece defi niciones, condiciones para participación en el Mercado Mayorista de Electricidad (MME), condiciones de funcionamiento para el MME, liquidación en el MME, infl exibilidades operativas, entre otros. Así también, en su primera disposición complementaria transitoria, establece que el COES deberá presentar a Osinergmin los Procedimientos, para su aprobación, que resulten necesarios para el funcionamiento del MME, teniendo para esto seis (6) meses a partir de la publicación del Reglamento MME;

Que, el COES identifi có que el PR-08 debe adecuarse al Reglamento MME considerando los siguientes aspectos: i) Defi nición del término Participante en el MME; ii) Determinación de montos de compensaciones de las Unidades de Generación que operaron por seguridad operativa; y iii) Liquidación de compensaciones de las Unidades de Generación que operaron por seguridad operativa.

Que, en razón del considerando anterior, el COES a través de la carta COES/D-101-2017, del 27 de enero de 2017, remitió una propuesta de modifi cación del PR-08, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin;

Que, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, Osinergmin mediante Ofi cio N° 385-2017-GRT, remitió al COES las observaciones a la propuesta de modifi cación del PR-08, dándole un plazo de veinte (20) días hábiles para subsanar las mismas;

Que, con fecha, 04 de mayo de 2017 el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones, mediante la carta COES/D-488-2017;

Que, mediante Resolución N° 144-2017-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprueba la modifi cación del PR-08, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en el artículo 25 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM;

Que, la citada Resolución N° 144-2017-OS/CD otorgó un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fi n de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia de Regulación de Tarifas;

Que, durante dicho periodo se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Orazul Energy Perú S.A. y Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. los que han sido analizados en el Informe Técnico N° 442-2017-GRT, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación fi nal del procedimiento;

(4)

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico N° 442 -2017-GRT y el Informe Legal N° 443 -2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin;

De conformidad con lo establecido en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2017-JUS, en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, así como en sus normas modifi catorias y complementarias;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 25-2017. SE RESUELVE

Artículo 1°.- Incorporar a la Base Legal, artículo 3, del Procedimiento Técnico del COES N° 08 “Criterios de Seguridad Operativa de Corto Plazo para el SEIN”, aprobado mediante Resolución N° 247-2014-OS/CD, el siguiente numeral:

“3.9 Decreto Supremo N° 026-2016-EM, Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento del MME)”. Artículo 2°.- Modifi car el numeral 8.3 del Procedimiento Técnico del COES N° 08 “Criterios de Seguridad Operativa de Corto Plazo para el SEIN” (PR-08), aprobado mediante Resolución N° 247-2014-OS/CD, conforme al siguiente texto:

“8.3 Compensación Económica

a) La compensación será determinada conforme al numeral 7 del Procedimiento Técnico del COES N° 33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las Unidades de Generación Térmica” (PR-33) o aquel que lo reemplace o sustituya en este aspecto.

b) Los Participantes pagarán las compensaciones resultantes del literal a) de este, conforme al numeral 7.1 del PR-33, siempre que las compensaciones no hayan sido producto de la aplicación del numeral 8.2.

c) Las compensaciones por Seguridad formarán parte de la LSCIO, elaborado en cumplimiento del Procedimiento Técnico del COES N° 10 “Liquidación de Valorización de las Transferencias de Energía Activa y de la Valorización de Servicios Complementarios e Infl exibilidades Operativas”, o aquel que lo reemplace o modifi que.”

Artículo 3°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe Técnico N° 442-2017-GRT y el Informe Legal N° 443-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones2017.aspx. Estos informes son parte integrante de la presente resolución. El COES publicará en su portal de internet el contenido actualizado del PR-08, incorporando las modifi caciones efectuadas en la presente resolución.

Artículo 4°.- La presente resolución entrará en vigencia a partir del 02 de octubre de 2017. DANIEL SCHMERLER VAINSTEIN

Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN

Que, por otro lado, mediante Decreto Supremo N° 038-2013-EM, se publicó el Reglamento de la Ley N° 29970 “Ley que Incentiva el Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica” (en adelante “Reglamento LASE”), el cual establece que las centrales eléctricas que se entreguen en concesión como resultado de procesos de licitación conducidos por PROINVERSIÓN, en el marco de la mencionada Ley N° 29970, se remunerarán mediante los ingresos por potencia y los ingresos provenientes del Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica que serán incorporados dentro de la tarifa

(5)

eléctrica; asimismo, señala que dichas centrales están obligadas a suministrar energía cuando el COES lo disponga, de contar con el suministro de combustible conforme a los requerimientos de las bases, y establece un mecanismo de compensación y penalización cuando excedan los límites de indisponibilidad fortuita y programada;

Que, mediante Resolución Ministerial N° 395-2015-MEM/DM se establece el plazo para que el COES proponga a Osinergmin los Procedimientos Técnicos y/o modifi cación de los vigentes para la aplicación de los aspectos operativos y comerciales de los Contratos de Compromiso de Inversión del proyecto “Nodo Energético en el Sur del Perú” (en adelante “Contrato”); en dicha resolución también señala que, en caso de confl icto o incoherencia entre los Procedimientos Técnicos del COES y los Contratos, prevalecerá lo estipulado en los Contratos;

Que, mediante Resolución N° 109-2016-OS/CD, se publicó el Procedimiento Técnico del COES N° 27 “Régimen aplicable a las Centrales de Generación del Nodo Energético en el Sur del Perú” (PR-27);

Que, luego del proceso de transparencia seguido en el Ministerio de Energía y Minas, mediante Decreto Supremo N° 026-2016-EM, del 28 de julio de 2016, se aprobó el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento MME), el cual establece defi niciones, condiciones para participación en el Mercado Mayorista de Electricidad (MME), liquidación en el MME, infl exibilidades operativas, entre otros. Asimismo, en su primera disposición complementaria transitoria, establece que el COES deberá presentar a Osinergmin los Procedimientos, para su aprobación, que resulten necesarios para el funcionamiento del MME, teniendo para esto seis (6) meses a partir de la publicación del Reglamento MME;

Que, el COES señala que en atención a las modifi caciones introducidas por el Reglamento MME se ha identifi cado la necesidad de modifi car los actuales Procedimientos Técnicos del COES N° 10 “Valorizaciones de Transferencias de Energía Activa” (PR-10) y N° 30 “Valorización de las Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema Garantizado de Transmisión” (PR-30). Por lo tanto, se requiere actualizar y concordar el PR-27 debido a que hace referencia al PR-10 y PR-30;

Que, en razón del considerando anterior, el COES a través de la carta COES/D-101-2017 del 27 de enero de 2017, remitió una propuesta de modifi cación del PR-27, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin;

Que, durante dicho periodo se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Orazul Energy Perú S.A., ENGIE Energía Perú S.A. y Luz del Sur S.A.A. los que han sido analizados en el Informe Técnico N° 444-2017-GRT, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se acogió aquel que contribuye con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación fi nal del procedimiento;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico N° 444 -2017-GRT y el Informe Legal N° 445 -2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin;

De conformidad con lo establecido en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2017-JUS, en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, así como en sus normas modificatorias y complementarias;

Artículo 1°.- Incorporar a la Base Legal, artículo 2, del Procedimiento Técnico del COES N° 27 “Régimen aplicable a las Centrales de Generación del Nodo Energético en el Sur del Perú”, aprobado mediante Resolución N° 109-2016-OS/ CD, el siguiente numeral:

(6)

Artículo 2°.- Modifi car los numerales 8 y 9 del Procedimiento Técnico del COES N° 27 “Régimen aplicable a las Centrales de Generación del Nodo Energético en el Sur del Perú” (PR-27), aprobado mediante Resolución N° 109-2016-OS/CD, conforme al siguiente texto:

“8. VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE POTENCIA

La Potencia Adjudicada de las Centrales del Nodo Energético, será considerada en la VTP con un valor de Potencia Firme igual a su Potencia Adjudicada, defi nida en el numeral 4.1.6.

A dichas centrales será aplicable los Incentivos a la Disponibilidad que se indican en el numeral 10.3.3 del Procedimiento Técnico del COES N° 30 “Liquidación de la Valorización de las Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema Garantizado de Transmisión” (PR-30).

9. VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA

Las Centrales del Nodo Energético participarán en las valorizaciones de transferencias de energía mensuales conforme a lo señalado en el Procedimiento Técnico del COES N° 10 “Liquidación de la Valorización de Transferencias de Energía Activa y de la Valorización de Servicios Complementarios e Infl exibilidades Operativas” (PR-10).”

Artículo 3°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe Técnico N° 444 -2017-GRT y el Informe Legal N° 445 -2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones2017.aspx. Estos informes son parte integrante de la presente resolución. El COES publicará en su portal de internet el contenido actualizado del PR-27, incorporando las modifi caciones efectuadas en la presente resolución.

Artículo 4°.- La presente resolución entrará en vigencia a partir del 02 de octubre de 2017. DANIEL SCHMERLER VAINSTEIN

Que, por otro lado, mediante Decreto Supremo N° 001-2010-EM, se estableció que las centrales eléctricas que presten el servicio de reserva fría y que se entreguen en concesión como resultado de procesos de licitación conducidos por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN), se remunerarán mediante la compensación adicional por seguridad de suministro a que se refi ere el artículo 6 del Decreto Legislativo N° 1041. Por tal motivo, entre los años 2010 y 2012 se celebraron los Contratos de Concesión de Reserva Fría de las Plantas de Ilo, Eten, Talara, Puerto Maldonado y Pucallpa;

Que, posteriormente, mediante Resolución Ministerial N° 232-2012-MEM/DM, se otorgó un plazo máximo de 120 días calendario para que el COES proponga a Osinergmin los Procedimientos Técnicos específi cos y/o modifi cación de los vigentes, que considere necesarios, para la implementación y aplicación de los aspectos operativos y económicos establecidos en los referidos Contratos, indicando que en caso de confl icto o incoherencia entre los Procedimientos Técnicos del COES y los Contratos, prevalecerá lo estipulado en estos últimos;

Que, considerando el párrafo anterior, mediante Resolución N° 141-2013-OS/CD, se publicó el Procedimiento Técnico del COES N° 42 “Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación” (PR-42);

Que, mediante Decreto Supremo N° 027-2011-EM, se aprobó el Reglamento del Mercado de Corto Plazo, sujetando su vigencia al vencimiento del Decreto de Urgencia N° 049-2008, y posteriormente hasta el 01 de enero de 2016,

(7)

mediante el Decreto Supremo N° 032-2012-EM. Este decreto supremo encargó una reformulación del reglamento, previa publicación de un proyecto a ser sometido a la opinión de los interesados;

Que, luego del proceso de transparencia seguido en el Ministerio de Energía y Minas, mediante Decreto Supremo N° 026-2016-EM, del 28 de julio de 2016, se aprobó el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento MME), el cual establece defi niciones, condiciones para participación en el Mercado Mayorista de Electricidad (MME), liquidación en el MME, infl exibilidades operativas, entre otros. Asimismo, en su primera disposición complementaria transitoria, establece que el COES deberá presentar a Osinergmin los Procedimientos, para su aprobación, que resulten necesarios para el funcionamiento del MME, teniendo para esto seis (6) meses a partir de la publicación del Reglamento MME;

Que, el COES señala que en atención a las modifi caciones introducidas por el Reglamento MME se ha identifi cado la necesidad de modifi car el actual Procedimiento Técnico del COES N° 30 “Valorización de las Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema Garantizado de Transmisión” (PR-30); por lo tanto, se requiere actualizar y concordar el PR-42 debido a que hace referencia al PR-30. Asimismo, el COES identifi có la necesidad de modifi car el PR-42 en lo referente a la asignación de responsabilidades de las compensaciones en que incurren las Centrales de Reserva Fría de Generación, ello debido a que el Reglamento MME incorpora a nuevos Participantes con el derecho de efectuar Retiros y que en el PR-42 se asigna las responsabilidades sólo a los Participantes Generadores;

Que, en razón del considerando anterior, el COES a través de la carta COES/D-101-2017 del 27 de enero de 2017, remitió una propuesta de modifi cación del PR-42, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin;

Que, durante dicho periodo se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresa Orazul Energy Perú S. A. y Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A., los que han sido analizados en el Informe Técnico N° 446-2017-GRT, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se acogió aquel que contribuye con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación fi nal del procedimiento;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico N° 446-2017-GRT y el Informe Legal N° 447-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin;

De conformidad con lo establecido en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2017-JUS, en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Artículo 1°.- Incorporar a la Base Legal, artículo 2, del Procedimiento Técnico del COES N° 42 “Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación” (PR-42), aprobado mediante Resolución N° 141-2013-OS/CD, el siguiente numeral:

“2.10 Decreto Supremo Nº 026-2016-EM, Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento del MME)”.

Artículo 2°.- Modifi car los numerales 10.1. 11.2.3 y 12.1 del Procedimiento Técnico del COES N° 42 “Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación”, aprobado mediante Resolución N° 141-2013-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“10.1 Las Centrales de Reserva Fría, hasta el límite de la Potencia Efectiva Contratada, no se considerarán en las Liquidaciones de la Valorización de las Transferencias de Potencia que efectúa el COES según las disposiciones contenidas en el Procedimiento Técnico del COES N° 30 “Liquidación de la Valorización de Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema garantizado de Transmisión” (PR-30).”

“11.2.3 Cuando la Central Tipo 2 opere por Despacho Económico, y su Costo Variable sea superior al Costo Marginal de Corto Plazo, en las transferencias de energía sus inyecciones serán valorizadas al Costo Marginal de Corto Plazo. Los recursos necesarios para recuperar sus Costos Variables serán compensados a favor de dichas Centrales por los Participantes en proporción a sus Retiros del mes en valorización, en virtud de la siguiente fórmula:

(8)

“12.1 En los supuestos descritos en el numeral 11.2.4, corresponderá a las Centrales de Reserva Fría recibir una compensación adicional por reconocimiento de Costos de Operación por Seguridad.

Todos los Participantes pagarán las compensaciones resultantes en proporción a sus Retiros del mes en valorización. (…)”

Artículo 3°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe Técnico N° 446-2017-GRT y el Informe Legal N° 447-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones2017.aspx. Estos informes son parte integrante de la presente resolución. El COES publicará en su portal de internet el contenido actualizado del PR-42, incorporando las modifi caciones efectuadas en la presente resolución

Artículo 4°.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del 02 de octubre de 2017. DANIEL SCHMERLER VAINSTEIN

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 179-2017-OS/CD

Que, mediante Decreto Supremo N° 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 el Osinergmin, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento;

Que, mediante Resolución N° 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (“Guía”), estableciéndose el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES. Esta Guía fue modifi cada mediante Resoluciones N° 088-2011-OS/CD, N° 272-2014-OS/CD, N° 210-2016-OS/ CD y N° 090-2017-OS/CD;

Que, mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME del 26 de marzo de 2001, se aprobó el Procedimiento N° 07 “Determinación de los Costos Marginales de Corto Plazo” (PR-07), modifi cado mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, Resolución Ministerial 009-2009-MEM/DM, Resolución N° 224-2010-OS/CD, Resolución N° 061-2012-OS/CD, y Resolución N° 244-2014-OS/CD;

Que, luego del proceso de transparencia seguido en el Ministerio de Energía y Minas, mediante Decreto Supremo N° 026-2016-EM del 28 de julio de 2016, se aprobó el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento del MME), que se encuentra conformado por el Mercado de Corto Plazo (MCP), el sistema de asignación de Servicios Complementarios, el mecanismo de asignación de infl exibilidades operativas y los componentes que permiten enfrentar el riesgo por limitaciones en la capacidad de transmisión eléctrica;

Que, el numeral 4.3 del Artículo 4 del Reglamento del MME, encarga al COES calcular los Costos Marginales de Corto Plazo del despacho real en las Barras de Transferencia para cada Intervalo de Mercado, separándolo en dos componentes: Costos Marginales de Energía y Costos Marginales de Congestión; para lo cual deberá contar con los modelos matemáticos correspondientes que permitan su cálculo e individualización, conforme los establezca el procedimiento del COES;

Que el Decreto Supremo N° 026-2016-EM, también estableció dentro de su Primera Disposición Complementaria Transitoria que el COES presentaran en un plazo de seis (6) meses, contados a partir de la publicación del referido decreto, los procedimientos técnicos que sean necesarios para el funcionamiento del MME, luego de lo cual entrará en vigencia el Reglamento MME;

Que, en cumplimiento de referido decreto, el COES mediante la carta COES/D-093-2017, del 24 de enero de 2017, remitió una propuesta de modifi cación del PR-07, dando inicio al proceso para la aprobación de dicha modifi cación por parte de Osinergmin, cuya motivación se resume en la exposición de motivos de la presente resolución;

(9)

Que, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, Osinergmin mediante Ofi cio N° 385-2017-GRT, remitió al COES las observaciones a la propuesta de modifi cación del PR-07. Posteriormente el COES envió la subsanación de estas observaciones, mediante la carta COES/D-488-2017, del 04 de mayo de 2017;

Que, mediante Resolución N°141-2017-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprueba el nuevo PR-07, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía, en el artículo 14 del Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 001-2009-JUS, y en el artículo 25 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM;

Que, durante dicho periodo se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A., Electroperú S.A., Enel Generación Perú S.A.A., ENGIE Energía Perú S.A., Fenix Power Perú S.A., Kallpa Generación S.A., Statkraft Perú S.A. y Orazul Energy Perú S.A., así como del Sr. Mijael Ramírez Cabrera, los que han sido analizados en el Informe Técnico N° 440-2017-GRT y el Informe Legal N°441-2017-GRT, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación fi nal del procedimiento;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico N°440-2017-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal N°441-2017-GRT de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin;

De conformidad con lo establecido en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, así como en sus normas modifi catorias, y complementarias;

Artículo 1°.- Aprobar el Procedimiento Técnico del COES N° 07 “Determinación de los Costos Marginales de Corto Plazo” (PR-07), de acuerdo con lo indicado en el Anexo de la presente Resolución.

Artículo 2°.- La presente resolución, así como el Anexo, deberán ser publicados en el diario ofi cial El Peruano y consignados, conjuntamente con el Informe Técnico N° 440-2017-GRT y el Informe Legal N° 441-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/ Resoluciones2017.aspx. Estos informes son parte integrante de la presente Resolución.

Artículo 3°.- El procedimiento aprobado en el artículo 1 precedente entrará en vigencia el día 02 de octubre de 2017, fecha a partir de la cual quedará derogado el Procedimiento N° 07 “Cálculo de los Costos Marginales de Energía de Corto Plazo”, aprobado con Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME.

Disposiciones Complementarias Transitorias

Primera. - Para efectos de la aplicación del numeral 7 del procedimiento aprobado en el artículo 1 precedente, el COES deberá efectuar pruebas del aplicativo desarrollado para la metodología de cálculo de los costos marginales de corto plazo, considerando las instalaciones del SEIN, antes del 30 de setiembre de 2017, y enviar al Osinergmin y a los Agentes como máximo en dicha fecha, un informe con el resultado de las pruebas, el citado aplicativo, diagramas de proceso, así como sus manuales de desarrollo, de uso y de prueba.

Segunda. - En enero de 2018, el COES deberá presentar a Osinergmin un informe que contenga el seguimiento del desempeño del aplicativo, análisis de las observaciones recibidas y, de ser el caso, las mejoras o ajustes a la metodología indicada en el numeral 7 del procedimiento aprobado en el artículo 1 precedente.

DANIEL SCHMERLER VAINSTEIN Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN

ANEXO

COES PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA

DEL SEIN PR-07

DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO • Aprobado por Osinergmin mediante Resolución N° 179-2017-OS/CD del 22 de agosto de 2017.

1. OBJETIVO

Defi nir la metodología para calcular los Costos Marginales de Corto Plazo (CMg) que serán utilizados en la valorización de las transferencias de energía y compensaciones.

2. BASE LEGAL

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

(10)

2.1 Ley N° 28832.- Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

2.2 Decreto Legislativo N° 1002.- Decreto legislativo de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables.

2.3 Decreto Supremo N° 027-2008-EM.- Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema.

2.4 Decreto Supremo N° 012-2011-EM.- Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables. 2.5 Decreto Supremo N° 037-2006-EM.- Reglamento de Cogeneración.

2.6 Decreto Supremo N° 026-2016-EM.- Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento del MME). 2.7 Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE.- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

2.8 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.

3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

3.1 Para la aplicación del presente Procedimiento, la siguiente defi nición tendrá el signifi cado que a continuación se indica:

3.1.1 Intervalo CMG: Periodo de treinta (30) minutos. Cada hora contiene dos Intervalos CMG, de los cuales el primero se inicia a los cero minutos y cero segundos de cada hora.

3.2 Las otras defi niciones de los términos en singular o plural que inicien con mayúscula se encuentran defi nidos en el “Glosario de Abreviaturas y Defi niciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME o el que lo sustituya; así como en la normativa citada en la Base Legal.

3.3 En todos los casos, cuando se citen Procedimientos Técnicos COES o cualquier otro dispositivo legal en el presente Procedimiento, se entenderá que incluyen sus normas modifi catorias y sustitutorias.

4. OBLIGACIONES 4.1 Del COES

4.1.1 Calcular los CMg que serán utilizados en la valorización de las transferencias de energía y compensaciones de acuerdo a lo establecido en el presente Procedimiento.

4.1.2 Poner a disposición de los Participantes el aplicativo desarrollado en el Anexo 1 del presente Procedimiento. Asimismo, pondrá a disposición los archivos que sustentan la determinación de los CMg en la misma oportunidad de su publicación.

4.2 De los Participantes

Proporcionar la información requerida en el presente Procedimiento, en los plazos y medios que defi na el COES. 5. PERIODICIDAD

Los CMg en las Barras de Transferencias, serán determinados de acuerdo con el numeral 7.1 del presente Procedimiento. Estos CMg de cada Intervalo CMG del día, serán publicados en tiempo real y actualizados a más tardar las 12:00 horas del día siguiente, en el portal de Internet del COES, de ser el caso.

6. INFORMACIÓN REQUERIDA

6.1 Información en tiempo real remitida por los Agentes

Corresponde a aquella información establecida en el numeral 2.2 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

6.2 Costos de las Unidades de Generación.

Corresponde a la representación de costos utilizados en la elaboración del PDO. 6.3 Características Técnicas de las Unidades de Generación.

Corresponde a los datos suministrados en las fi chas técnicas de las Unidades de Generación vigentes y aprobadas por el COES.

6.4 Instante en que una Unidad de Generación con orden de arranque sincronizó en el SEIN.

Información suministrada por los Generadores al COES en tiempo real vía su sistema SCADA. El instante en que la Unidad de Generación alcanza su Generación Mínima Técnica será determinado por el COES utilizando este dato y la información de las fi chas técnicas vigentes.

6.5 Red de Transmisión.

La red de transmisión a utilizarse para la determinación del CMg debe incluir, como mínimo, a las Barras de Transferencias y las instalaciones de transmisión entre dichas barras.

7. METODOLOGÍA

7.1 CÁLCULO DE LOS CMg EN SITUACIÓN NORMAL

El proceso de cálculo de los CMg del SEIN se realizará para cada Intervalo CMG del día, considerando la última información válida de dicho periodo, mediante el siguiente conjunto de aplicativos:

i. Estimador de Estado ii. Preprocesador del CMg iii. Flujo de Carga Óptimo

iv. Aplicativo que Desagrega los CMg

(11)

Figura 1. Proceso del Cálculo de los CMg

7.1.1 Estimador de Estado

Herramienta cuya solución provee un modelo completo y consistente de las condiciones de la operación real basada en mediciones en tiempo real (entradas observables) y en modelos matemáticos que son propios de los sistemas eléctricos de potencia. Además, provee una solución con menor error que las medidas originales.

El Estimador de Estado se utiliza para proveer la base para el cálculo de los CMg ya que proporciona un fl ujo de potencia convergido del SEIN para cada Intervalo CMG.

Para efectos de la determinación de los CMg, el Estimador de Estado debe poseer un ciclo mínimo de actualización de 1 minuto y debe entregar la siguiente información para cada Intervalo CMG del día:

• Solución de fl ujo de potencia AC, considerando una tolerancia de convergencia no mayor a 0,05 p.u. • Potencia activa de las Unidades de Generación modeladas (MW).

• Potencia Activa de la demanda por Barra (MW).

• Flujos de potencia en las líneas y transformadores modelados (MW). • Pérdidas de Transmisión (MW).

7.1.2 Preprocesador del CMg

El Preprocesador del CMg determina las Unidades de Generación térmicas e hidroeléctricas que serán consideradas para participar en la formación de los CMg, además de los periodos con restricciones de transmisión.

Para ello, el Preprocesador del CMg debe considerar las siguientes reglas:

a) Unidades de Generación térmicas e hidroeléctricas consideradas para la formación de los CMg Serán aquellas que cumplan con los siguientes criterios:

- Estar sincronizadas al SEIN y haber alcanzado su Generación Mínima Técnica. - Tener la posibilidad de variar su potencia en el Intervalo CMG.

- Para el caso de las Unidades de Generación hidroeléctricas deberán tener capacidad de regulación estacional, semanal u horario.

En caso de tener capacidad de regulación diaria su volumen de embalse debe encontrarse dentro del 5% al 95% de su volumen útil, de lo contrario, no serán considerados en la formación de los CMg.

- Para el caso de las Centrales de Reserva Fría se deberá tener en cuenta los criterios establecidos en el Procedimiento Técnico del COES N°42 “Régimen aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación” (PR-42).

En caso una Unidad de Generación térmica o hidroeléctrica no cumpla con los criterios descritos anteriormente, serán representadas con una potencia fi ja en el Flujo de Carga Óptimo considerando su potencia activa igual al valor determinado por el Estimador de Estado.

b) Modelamiento de las Unidades de Generación térmicas e hidroeléctricas

- Las Unidades de Generación térmicas serán modeladas con un rango de variación que le permita su Velocidad de Carga/Descarga en 10 minutos, sin que este rango supere el siguiente límite superior:

(12)

Donde:

PMax-%RPF : Potencia Máxima menos el porcentaje de RPF que debe brindar.

PEstimadorEstado : Potencia determinada por el Estimador de Estado para esta unidad.

En caso que una Unidad de Generación esté brindado el servicio de RSF este límite superior será como máximo el valor determinado por el Estimador de Estado más la potencia que dispone descontando lo asignado por RSF.

- A las Unidades de Generación hidroeléctricas con capacidad de regulación estacional, se les asignará como costo incremental el Valor del Agua resultado del modelo de despacho económico para la programación de corto plazo, señalado en el Procedimiento Técnico del COES N° 01 “Programación de la operación de corto plazo” (PR-01).

- A las Unidades de Generación hidroeléctricas con capacidad de regulación horaria se le asignará como costo incremental de acuerdo a la fórmula (1).

ܥ݄݉݃ ൌ ܸܣ ൈ ൤ܨܨ ൅ ሺͳ െ ܨܨሻ ൈ ൬ ݌

݌ܧܧ൰൨ ǥ ǥ ሺͳሻ

Donde:

Cmgh : Costo incremental a ser utilizado en el Flujo de Carga Óptimo.

VA : Valor del agua determinado en la programación diaria si posee capacidad de regulación horaria.

p : Variable que representa a la potencia de generación de la Unidades de Generación hidroeléctrica en el Flujo de Carga Óptimo y el aplicativo que desagrega los CMg.

pEE : Potencia de la Unidades de Generación hidroeléctrica determinada por el Estimador de Estado. FF : Se considerará el valor de 0,95 para la aplicación del presente procedimiento.

- Una Unidad de Generación hidroeléctrica con capacidad de regulación horario será modelada con un rango de variación con los límites de generación inferior y superior considerados en el PDO o RDO correspondiente, menos el margen asignado por RPF y RSF.

- La clasifi cación de las Unidades de Generación hidroeléctricas con capacidad de regulación estacional u horario será la establecida en el Procedimiento Técnico del COES N°41 “Información Hidrológica para la Operación del SEIN” (PR-41).

c) Restricciones de Transmisión

- El límite de transmisión a ser considerado en el Flujo de Carga Óptimo para un elemento o conjunto de elementos de transmisión, será igual al valor que determine el Estimador de Estado, siempre y cuando se califi que dicho elemento como en congestión en dicho periodo, para lo cual se tomará en consideración los resultados del PDO y RDO.

El Preprocesador del CMg actualizará la información para cada Intervalo CMG del día. 7.1.3 Flujo de Carga Óptimo

El modelo de Flujo de Carga Óptimo determinará un CMg para cada Intervalo CMG del día, para las barras modeladas del SEIN, tomando como insumo el estado de la red proporcionado por el Estimador de Estado y la califi cación de las Unidades de Generación establecida por el Preprocesador del CMg para dicho intervalo.

Las características técnicas mínimas que debe cumplir el Flujo de Carga Óptimo son las siguientes: 1. Flujo de carga en DC que consideren las pérdidas de transmisión.

2. Representación de los costos de las Unidades de Generación, incluyendo en estas representaciones los modos de operación de dichas unidades.

3. Consideración de los límites mínimos y máximos de potencia generada por las Unidades de Generación.

4. Consideración de las restricciones de fl ujos de potencia transmitidas en los enlaces indicadas en el literal c) del numeral 7.1.2 del presente Procedimiento.

5. El Flujo de Carga Óptimo considerara una unidad generadora fi cticia por cada barra con demanda, con una potencia ilimitada y con costo variable igual al costo de racionamiento. Si por alguna circunstancia en la solución del Flujo de Carga Optimo una unidad generadora fi cticia obtuviera un valor de potencia distinta de ceros en alguna barra de demanda, dicha potencia debe ser restada de la demanda de dicha barra y se procederá a ejecutar nuevamente el Flujo Optimo de Carga.

7.1.4 Aplicativo que Desagrega los CMg

Una vez determinado el Flujo de Carga Óptimo, el Aplicativo que Desagrega los CMg es responsable de individualizar los CMg en dos componentes: i) Costos Marginales de Energía; y, iii) Costos Marginales de Congestión.

Este módulo debe poseer las siguientes características:

i. Modelamiento de fl ujo de carga en DC que consideren las pérdidas de transmisión. ii. Considerar el efecto de las pérdidas de transmisión en los CMg.

(13)

El Aplicativo que Desagrega los CMg se implementará conforme a la formulación matemática que se reproduce en el Anexo 1 del presente Procedimiento.

7.2 CÁLCULO DE LOS CMg ANTE INFORMACIÓN INEXACTA

En caso el COES, en un plazo de dos días hábiles, detecte la existencia de información inexacta o inconsistente, debe corregir la misma hasta el quinto día calendario de haber culminado el mes de valorización, debiendo publicar en el portal de internet del COES un reporte que contenga el sustento de las correcciones y los CMg corregidos. Para efectos del numeral 5, los periodos en el cual se detecte información inexacta o inconsistencias, serán publicados de manera preliminar con los CMg obtenidos en el PDO o RDO.

Frente a la existencia de información inexacta o inconsistente, el COES procederá de la siguiente manera:

7.2.1 Datos técnicos errados. Si se detecta que existen parámetros técnicos errados, se reemplazarán dichos datos y se repetirá el cálculo a partir de la etapa en que se utiliza el Estimador de Estado o Preprocesador del CMg, según corresponda.

7.2.2 Falla en el intercambio de información en tiempo real, del Estimador de Estado o del Preprocesador del CMg que interfi era el cálculo de los CMg.

Se reemplazará dicha información errónea con la mejor información que disponga el COES (PDO, RDO o el último periodo sin falla), para lo cual podrá solicitar a los Participantes la información necesaria, y con ella se calcularán los CMg.

7.3 CÁLCULO DE LOS CMg CONSIDERANDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

En caso se produzcan Intercambios Internacionales de Electricidad, el cálculo de los CMg deberá tomar en cuenta un Flujo de Carga Óptimo que considere los criterios establecidos en el Procedimiento correspondiente a los Intercambios Internacionales.

7.4 OBSERVACIONES DE LOS PARTICIPANTES

7.4.1 Los Participantes podrán remitir sus observaciones y/o comentarios al cálculo de los CMg publicado diariamente, hasta el segundo día hábil posterior a su publicación.

7.4.2 El COES presentará un reporte preliminar al finalizar la primera quincena de cada mes y un reporte final a más tardar el quinto día calendario de haber culminado el mes en valorización que contengan los fundamentos de la aceptación y/o rechazo de las observaciones realizadas por los Participantes, los cuales serán publicados en el portal de internet del COES y en caso ser procedentes las observaciones se publicaran los CMg modificados.

7.5 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO (CMg)

El CMg por barra para cada Intervalo de Mercado corresponderá a los valores de los CMg determinados conforme a: i) el numeral 7.1; ii) el numeral 7.2 si existió información inexacta y/o inconsistente; iii) el numeral 7.3 si se produjeron intercambios internacionales de electricidad, o, iv) el resultado del numeral 7.4 si existieron observaciones procedentes de los Participantes.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS FINALES

Primera. - El incumplimiento de las obligaciones de entrega de información de los Agentes previstas en el presente procedimiento deberá ser informado por el COES a Osinergmin en el mes siguiente de identifi cado. Para efectos de iniciar el procedimiento administrativo sancionador a que hubiere lugar, se aplicarán las sanciones previstas en la Escala de Multas y Sanciones.

Segunda. - La Ofi cina de Perfeccionamiento Técnico del COES deberá considerar una auditoría a la Metodología contenida en el numeral 7 del presente procedimiento dentro de su Plan de Trabajo Anual, dicho resultado será informado a Osinergmin en el mes de agosto de cada año, con la fi nalidad de evaluar el desempeño y proponer mejoras de ser el caso. Esta Auditoría no limita el ejercicio de las funciones legales de supervisión a cargo de Osinergmin.

ANEXO 1

APLICATIVO QUE DESAGREGA LOS CMG

Los CMg deberán corresponder a un modelo de optimización matemático que represente la generación, demanda y transmisión.

Si bien, los CMg por Barra no se modifi can dependiendo de la Barra de referencia que se seleccione, algunas metodologías que descomponen dichos costos en sus componentes de energía y congestión si son dependientes de la Barra de referencia (slack), por lo cual y en virtud de la importancia de la determinación del Costo Marginal Congestión en el MME, se debe seleccionar una metodología de descomposición que no vea afectados sus resultados por la elección de la Barra de referencia.

El primer paso es considerar un fl ujo de carga ya convergido, para luego realizar un segundo paso de optimización considerando formulaciones que utilizan factores de pérdidas marginales y shift factors, mediante las cuales resulta posible obtener la descomposición de los CMg.

(14)

La metodología que se presenta a continuación1_{tiene como ventaja que la selección de la Barra de referencia} (también puede ser representada mediante pesos de distribución de diversas barras) no afecta el Costo Marginal de Congestión de cada Barra.

El problema se formula de la siguiente manera:

ܯ݅݊ܥܶ_ܲ_……(1) Sujeto a:

݁

ܶ

_{ሺܲ െ ܮሻ ൌ ܮ݋ݏݏǡሺߣሻ}

ܮ݋ݏݏ ൌ ܮܨ

_ܹܶ

_{כ ሺܲ െ ܮሻ ൅ ݋݂݂ݏ݁ݐ}

ܹ

ǡ

ሺ

W

ሻ

ܶ

ܹ

ሺܲ െ ܮ െ ܦ כ ܮ݋ݏݏሻ ൑ ܶ

݉ܽݔ

ǡ

ሺߤሻ

ܲ

݉݅݊

_{൑ ܲ ൑ ܲ}

݉ܽݔ Dónde:

C : Vector de costos de los generadores.

P: Vector de potencias generadas.

TW : Matriz de sensibilidad de fl ujos de potencia en enlaces (Shift Factors) considerando barra slack con distribución w

Loss : Pérdidas del sistema.

L : Vector de demanda en barras.

LFW : Vector de factores de pérdidas marginales considerando barra slack con distribución w

D : Vector de distribución de pérdidas,

݁

ܶ

כ ܦ ൌ ͳ

T max_{: Vector de fl ujos de potencia máximas en los enlaces}

P max_{: Vector de potencias generadas máximas}

P mix_{: Vector de potencias generadas mínimas}

ߣǡ

W

,

ߤ

: Multiplicadores de Lagrange.

݋݂݂ݏ݁ݐܹ : Compensación necesaria a fi n de preservar el valor de las pérdidas del sistema con el valor obtenido del fl ujo de carga convergido, considerando barra slack con distribución w. Se determina a partir del fl ujo de carga convergido previamente.

݋݂݂ݏ݁ݐ

_ܹ

ൌ ܮ݋ݏݏ

כ

_{െ ܮܨ}

ܹܶ כ

ൈ ሺܲ

כ

െ ܮሻ

* : Símbolo que se refi ere a valores obtenidos del fl ujo de carga previamente convergido

T : Traspuesta.

e : Vector de unos = [1,1,..,1]T

El vector de distribución de pérdidas Di equivale a la distribución de pérdidas del sistema en cada barra, de acuerdo a la fórmula (2):

ܦ

݅

ൌ

_±±

……(2)

Siendo las pérdidas obtenidas del fl ujo de carga convergido previamente. El vector de distribución W, será igual al vector de distribución de pérdidas D.

El vector de pérdidas marginales LFw será obtenido del fl ujo de carga previamente convergido.

La matriz Shift Factor será obtenido de la topología y datos de la red de transmisión obtenida por el estimador de estado.

La Componente de Energía se calculará de acuerdo a la fórmula:

1 _{Eugene Litvinov, Tongxin Zheng, Gary Rosenwald, Payman Shamsollahi, Marginal Loss Modeling in LMP Calculation, IEEE Transactions on power system, Vol. 19,}

(15)

W

ൈ ሺͳ െ ܮܨ

ܹ

ሻ ǥ ǥ ሺ͵ሻ

La Componente de Congestión se calculará de acuerdo a la fórmula:

ܶ

ܹܶ

ൈ ߤ െ ሺܶ

ܹ

ൈ ܦ ൈ ݁

ܶ

ሻ

ܶ

ൈ ߤ ǥ ǥ ሺͶሻ

Mientras que el cálculo de la Matriz Shift Factor será:

ܶ

݈ܽ

ൌ ܤ

݈

ൈ ൫ܼ

ܽ݅

െ ܼ

݆ܽ

൯ ǥ ǥ ሺͷሻ

ܶ

݈ܽݓ

ൌ ܶ

݈ܽ

െ ෍ ܹ

݆

ൈ ܶ

݈݆ ܾ݊ܽݎݎܽݏ ݆ ൌͳ

ǥ ǥ ሺ͸ሻ

Donde:

݈ܶܽݓ: shift factor del enlace l en relación a la barra a, que considera una barra slack defi nida

ܶ

݈ܽݓ : shit factor del enlace l en relación a la barra a, que considera una barra slack con distribución w i,j : barras que une el enlace l

a : barra del sistema Bl : -xl/(rl

2_+x

l

2_{), donde r}

l y xl son la resistencia y reactancia del enlace, expresados en por unidad Z : inversa de la Matriz de Admitancia que considera una barra swing

Z_ai, Z_ai: elementos a,i y a,j de la matriz Z

Nbarras : número total de barras del sistema modelado Cálculo de Factores de pérdidas marginales:

LFa =

σ ʹ ൈ ݎ

݈ ݈

ൈ ܶ

݈ܽ

ൈ ܨ

݈כ

ǥ ǥ ሺ͹ሻ

LFaw = ܮܨܽെσ ܹ݆ൈܮܨ݆ ܾ݊ܽݎݎܽݏ ݆ ͳെσܾ݊ܽݎݎܽݏ_݆ ܹ_݆ൈܮܨ_݆

……(8)

Donde:

LFa : factor de pérdidas marginales de la barra a, que considera una barra slack defi nida

LFaw : factor de pérdidas marginales de la barra a, que considera una barra slack con distribución w Fl* : fl ujo de potencia en el enlace l

Datos considerados en el aplicativo que Desagrega los Costos Marginales:

C : se obtendrán de la base de datos del COES

Tw : obtenidos según lo especifi cado en el presente Anexo L : obtenidos del estimador de estado

LFw : obtenidos según lo especifi cado en el presente Anexo D : obtenido según lo especifi cado en el presente Anexo

Tmax _{: según lo establecido en el presente procedimiento para los enlaces califi cados en congestión}

Pmax_{, P}min _{: según lo establecido en el presente procedimiento}

Offsetw : obtenidos según lo especifi cado en el presente Anexo

Que, mediante Decreto Supremo N° 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,

(16)

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 el Osinergmin, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento;

Que, así también, mediante Resolución N° 245-2014-OS/CD, se publicó el Procedimiento Técnico del COES N° 33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las Unidades de Generación Térmica”, el cual tiene por objetivo establecer los criterios y metodologías utilizadas en el cálculo de las compensaciones por Costos Operativos adicionales, en los que incurren las Unidades de Generación Térmicas de los Integrantes del COES;

Que, luego del proceso de transparencia seguido en el Ministerio de Energía y Minas, mediante Decreto Supremo N° 026-2016-EM del 28 de julio de 2016, se aprobó el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento MME), que se encuentra conformado por el Mercado de Corto Plazo, el sistema de asignación de Servicios Complementarios, el mecanismo de asignación de infl exibilidades operativas y los componentes que permiten enfrentar el riesgo por limitaciones en la capacidad de trasmisión eléctrica. Así también, en su primera disposición complementaria transitoria, establece que el COES deberá presentar a Osinergmin los Procedimientos, para su aprobación, que resulten necesarios para el funcionamiento del MME, teniendo para esto seis (6) meses a partir de la publicación del Reglamento MME;

Que, el COES identifi có que el PR-33 vigente debe adecuarse al Reglamento MME considerando los siguientes aspectos: i) Infl exibilidades Operativas; ii) Defi nición del término Participante en el MME; y iii) Liquidación de compensaciones de las Unidades de Generación que operaron por seguridad operativa;

Que, en razón del considerando anterior, el COES a través de la carta COES/D-101-2017 del 27 de enero de 2017, remitió una propuesta de nuevo PR-33, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin;

Que, con fecha, 04 de mayo de 2017 el COES remitió a Osinergmin la respuesta a dichas observaciones, mediante la carta COES/D-488-2017;

Que, mediante Resolución N° 142-2017-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprueba el nuevo PR-33, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en el artículo 25 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM;

Que, durante dicho periodo se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A., Enel Generación Perú S.A.A., Kallpa Generación S.A. y Orazul Energy Egenor S. en C. por A., los que han sido analizados en el Informe Técnico N° 438-2017-GRT, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación fi nal del procedimiento;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico N° 438-2017-GRT y el Informe Legal N° 439-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin;

De conformidad con lo establecido en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2017-JUS, en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Artículo 1°.- Aprobar el Procedimiento Técnico del COES N° 33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las Unidades de Generación Térmica” (PR-33), de acuerdo con el texto consignado en el Anexo de la presente Resolución.

Artículo 2°.- Derogar el Procedimiento Técnico del COES N° 33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las Unidades de Generación Térmica”, aprobado mediante Resolución N° 245-2014-OS/CD.

(17)

Artículo 3°.- La presente resolución, así como el Anexo, deberán ser publicados en el diario oficial El Peruano y consignados, conjuntamente con el Informe Técnico N° 438-2017-GRT y el Informe Legal N° 439-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www2.osinerg.gob.pe/ Resoluciones/Resoluciones2017.aspx. Estos informes son parte integrante de la presente resolución.

Artículo 4°.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del 02 de octubre de 2017. DANIEL SCHMERLER VAINSTEIN

ANEXO

COES PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN PR-33 COMPENSACIONES DE COSTOS OPERATIVOS ADICIONALES DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN TÉRMICA • Aprobado por Osinergmin mediante Resolución N° 180-2017-OS/CD del 22 de agosto de 2017.

1. OBJETIVO

Establecer los criterios y metodologías utilizadas en el cálculo de las compensaciones por Costos Operativos adicionales, en los que incurren las Unidades de Generación Térmicas de los Participantes.

Reconocer las compensaciones por Infl exibilidad Operativa y por Servicios Complementarios de las Unidades de Generación Termoeléctrica del COES.

2. BASE LEGAL

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

2.1 Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas.

2.2 Ley N° 28832.- Ley para asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica. 2.3 Ley N° 23560 – Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú.

2.4 Decreto Supremo N° 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

2.5 Decreto Supremo N° 027-2008-EM.- Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES). 2.6 Decreto Supremo N° 026-2016-EM.- Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad.

3. PRODUCTO

Reporte de Compensaciones por Costos Operativos adicionales de las Unidades de Generación térmicas. 4. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

Para la aplicación del presente Procedimiento, los términos en singular o plural que estén contenidos en éste e inicien con mayúscula, se encuentran defi nidos en el “Glosario de Abreviaturas y Defi niciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME o la norma que lo sustituya; y en su defecto, serán aquellas defi niciones contenidas en las normas citadas en la Base Legal.

Asimismo, en todos los casos cuando en el presente Procedimiento se citen normas, procedimientos técnicos o cualquier dispositivo legal, se entenderá que incluyen todas sus normas concordantes, modifi catorias y sustitutorias.

5. OBLIGACIONES 5.1 Del COES

5.1.1 Aprobar el número de arranques - paradas, Rampas de Incremento y Disminución de Generación a ser compensadas por la operación de las Unidades de Generación térmicas.

5.1.2 Identifi car el motivo y los periodos de operación de las Unidades de Generación térmicas requeridas por el COES para la operación del SEIN.

5.1.3 Aprobar la valorización de las compensaciones para reconocer los Costos de Arranque - Parada y de Baja Efi ciencia Rampa de Incremento y Disminución de Generación, Operación por Infl exibilidad Operativa y la compensación de Costos Variables de unidades operadas por Potencia y Energía.

5.1.4 Publicar en su Portal Web la información técnica, incluyendo las hojas de cálculo sustentatoria, que respalda los costos señalados en el numeral 7. Esta publicación deberá ser hecha como máximo 24 horas después de la aprobación del informe por parte del COES.

5.2 De los Participantes

5.2.1 Actualizar y remitir la información requerida por el COES para la aplicación del presente Procedimiento. En caso no se disponga de la información requerida, el COES podrá utilizar la mejor información disponible y la pondrá en conocimiento de los Integrantes.