Modifican el Anexo B del Procedimiento Técnico COES PR-32, aprobado por R.M. N° 516-2005-MEM/DM RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 032-2014-OS/CD Lima, 25 de febrero de 2014 CONSIDERANDO Que, la Ley N° 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica", estableció en los literales a), b) y j) de su Artículo 14° las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) con relación a la programación de miércoles, febrero 26, 2014

Modifican el Anexo B del Procedimiento Técnico COES PR-32, aprobado por R.M. N° 516-2005-MEM/DM
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 032-2014-OS/CD
Lima, 25 de febrero de 2014
CONSIDERANDO
Que, la Ley N° 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica", estableció en los literales a), b) y j) de su Artículo 14° 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, mientras que en el ítem b) de su Artículo 13° estableció como función de interés público del COES el elaborar los procedimientos para la operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo;

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 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 OSINERGMIN N° 476-2008-OS/CD se aprobó la "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos" (en adelante la "Guía), 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;

Que, mediante Resolución Ministerial N° 516-2005-MEM/DM, se aprobó el Procedimiento Técnico COES PR-32 "Criterios y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de generación del COES" (en adelante "PR-32"), que posteriormente fue modificado mediante Resolución Ministerial N° 080-2006-MEM/DM y Resolución OSINERGMIN N° 061-2012-OS/
CD;

Que, mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME, se aprobó el Procedimiento Técnico COES
PR-16 "Racionamiento por Déficit de Oferta" (en adelante "PR-16"), que posteriormente fue modificado mediante Resolución OSINERGMIN N° 196-2011-OS/CD;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 141-2013-OS/CD, se aprobó el Procedimiento Técnico COES
PR-42 "Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación" (en adelante "PR-42"), estableciéndose el término "Operación por Seguridad", el cual fue vinculado al PR-32. Por tanto, correspondería armonizar el término "Operación por Seguridad" del PR-42 en el PR-32;

Que, el COES a través de la carta COES/D-400-2013 remitió la propuesta de modificación de los Procedimientos Técnicos COES PR-32 "Criterio y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de Generación del COES" y PR-16 "Racionamiento por Déficit de Oferta", 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 Oficio N° 0759-2013-GART
remitió al COES las observaciones a la propuesta, dándole un plazo de quince (15) días hábiles para subsanar las mismas, el cual fue ampliado en quince (15) días hábiles adicionales, conforme a lo solicitado por el COES
mediante la carta COES/D-480-2013. En este sentido, mediante la carta COES/D-543-2013, el COES subsanó dichas observaciones;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 282-2013-OS/CD, se publicó el proyecto modificación de los Procedimientos Técnicos COES PR-32 "Criterio y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de Generación del COES" y PR-16 "Racionamiento por Déficit de Oferta", 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 Resolución OSINERGMIN N° 282-2013-OS/CD
otorgó 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;

Que, los comentarios presentados por las empresas Duke Energy Egenor S. en C. por A. y Enersur S.A., así como del Sr. Cesar Castro Hurtado, han sido analizados en el Informe N° 065-2014-GART, 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 final del procedimiento. Interesa mencionar que, a partir del análisis de los comentarios recibidos, se ha visto por conveniente modificar únicamente el PR-32;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe N° 087-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe N° 091-2014-GART
de la Coordinación Legal, de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4
del Artículo 3°, de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, 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, en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, y en el Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 001-2009-JUS; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo del OSINERGMIN en su Sesión N° 05-2014.

SE RESUELVE
Artículo 1°.- Modificar el Anexo B del PR-32, según el Anexo 1 que forma parte integrante de la presente Resolución.

Artículo 2°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe N° 087-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe N° 091-2014-GART de la Coordinación Legal, de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.

JESUS TAMAYO PACHECO
Presidente del Consejo Directivo
OSINERGMIN
ANEXO 1
MODIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO TÉCNICO
COES PR-32
ANEXO B
PROGRAMACIÓN Y COMPENSACIÓN DE
UNIDADES DE GENERACIÓN POR SEGURIDAD
1. OBJETIVO
Establecer las consideraciones y metodología para la programación de la operación de unidades de generación fuera del despacho económico por seguridad, con la finalidad de garantizar la continuidad del suministro eléctrico en el SEIN, para los siguientes casos:
- Ante posibles contingencias en el sistema de transmisión cuyo nivel de tensión sea igual o superior a 100 kV.
- Con la finalidad de atenuar o evitar las interrupciones de suministro.

2. DEFINICIONES
2.1. Para la aplicación del presente, las siguientes definiciones tendrán el significado que a continuación se indica:

2.1.1. Confiabilidad: Cualidad del SEIN para suministrar de forma continua el servicio de energía eléctrica a los Usuarios del SEIN.

2.1.2. Contingencia: Se refiere a la pérdida intempestiva de uno o más elementos de la red por falla o a la pérdida intempestiva de uno o más elementos sin que ocurra falla.

En el caso que la pérdida se refiere a un único elemento se denomina Contingencia Simple (N-1).

2.1.3. Operación por Seguridad: Operación de una unidad de generación fuera del despacho económico, dispuesta por el COES en la programación, a fin de mejorar la seguridad del SEIN.

2.1.4. Seguridad: Se refiere a la capacidad del SEIN
de garantizar el suministro de energía eléctrica a los Usuarios del SEIN.

3. PROGRAMACIÓN Y COMPENSACIÓN DE
UNIDADES DE GENERACIÓN POR SEGURIDAD ANTE
CONTINGENCIAS DE TRANSMISION
3.1. CONSIDERACIONES
3.1.1. La metodología establecida se aplica a los equipos del sistema de transmisión en los niveles de tensión igual o superior a 100 kV, incluidos los equipos de las subestaciones.

3.1.2. Las unidades de generación que operaron Por Seguridad no son consideradas para la determinación del costo marginal de corto plazo del SEIN.

3.1.3. Los Usuarios del SEIN pueden solicitar al COES
la operación de una o más unidades de generación Por Seguridad, solo en caso de mantenimiento del sistema de transmisión que afecte la seguridad de su área operativa, para lo cual deben tener la aprobación de su Suministrador y de los titulares de las unidades de generación por Seguridad, en cuyo caso, los sobrecostos del numeral 6.1
serán asumidos por el Usuario solicitante, a través de su Suministrador.

3.2. METODOLOGÍA
En la programación de la operación semanal y diaria del SEIN, el COES tendrá en cuenta la metodología descrita a continuación, la cual está basada en el modelo lógico para la toma de decisiones denominado "árbol de decisiones", para la programación de la operación Por Seguridad de una o más unidades de generación:

3.2.1. TASA DE OCURRENCIA DE FALLA
3.2.1.1. Se calcula la tasa de ocurrencia de falla para cada uno de los equipos que conforman el sistema de transmisión del SEIN. Se considerará la estacionalidad en la tasa de ocurrencia de la falla y la experiencia reciente.

3.2.1.2. La tasa de ocurrencia de falla se calcula para los períodos de avenida y estiaje, sobre la base de la estadística de falla de los últimos 10 años. En caso que la estadística de falla de algún equipo del SEIN sea menor a 10 años, se completará con la estadística de equipos del SEIN similares en ubicación y nivel de tensión o capacidad. Para el caso de líneas de transmisión, la tasa de ocurrencia de falla se corregirá en función a su longitud.

3.2.1.3. La tasa de ocurrencia de falla del período estacional de cada uno de los 10 años es el cociente entre el número de fallas del período estacional y la cantidad de días del mismo período. La tasa de ocurrencia de falla de un equipo para el período estacional es el promedio de las tasas de ocurrencia de falla de cada uno de los últimos 10 años. Si esta tasa de ocurrencia de falla estacional de un equipo es igual o mayor a 0,015, entonces el equipo es seleccionado.

3.2.1.4. En los casos de situaciones de mayor riesgo de falla como mantenimientos de equipos en servicio, puntos calientes, etc., la Dirección de Operaciones del COES publicará en el portal Web del COES, la tasa de falla a utilizar en cada caso. Asimismo, la Dirección de Operaciones del COES publicará en el portal Web del COES, las tasas de ocurrencia de falla de los equipos del sistema de transmisión mayores a 100 kV para cada periodo estacional conforme a lo señalado en el numeral 4.1.3 y lo actualizará en enero de cada año.

3.2.2. SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS
3.2.2.1. Para cada equipo seleccionado, se efectuará análisis eléctricos ante la desconexión definitiva del equipo y se planteará alternativas de operación de unidades de generación fuera del despacho a fin de atenuar las consecuencias de interrupción de suministro ante la ocurrencia de la contingencia analizada.

3.2.3. ENERGÍA NO SERVIDA (ENS)
3.2.3.1. En el escenario inicial, en el cual no se opera unidades Por Seguridad, mediante el análisis eléctrico se estima la potencia interrumpida en el caso de ocurrencia de la Contingencia.

3.2.3.2. En cada escenario de las alternativas analizadas, en el cual se encuentra operando una o más unidades de generación Por Seguridad, mediante el análisis eléctrico se estima la potencia interrumpida en caso de ocurrencia de la Contingencia.

3.2.3.3. Para la estimación de la ENS se considera un tiempo de reposición igual al promedio de los tiempos de reposición de eventos de desconexión del mismo equipo analizado, de los últimos 10 años. En caso de no contar con información estadística se utilizará una (1) hora.

3.2.3.4. Para cada escenario, la ENS es el producto de la potencia interrumpida por el tiempo de reposición.

3.2.4. VALORIZACIÓN DE LOS ESCENARIOS
3.2.4.1. Se valorizará el costo previsto del escenario inicial y del escenario de cada alternativa analizada.

3.2.4.2. El costo previsto de cada escenario se hallará sumando el costo de operación más el producto de la tasa de ocurrencia de falla por la ENS correspondiente y por el costo unitario de la ENS.

Costo Previsto = Costo de Operación del SEIN + Tasa de Ocurrencia de Falla x ENS x Costo Unitario de ENS.

3.2.4.3. Se considera el valor del costo unitario de la ENS igual al utilizado en la elaboración del último Plan de Transmisión.

3.2.5. TOMA DE DECISIÓN
3.2.5.1. Se programa la operación de una o más unidades Por Seguridad, siempre que el costo previsto del escenario de la alternativa seleccionada sea menor al 90 % del costo esperado del escenario inicial. En el caso, que existan dos o más escenarios con costos esperado menor al 90%, se tomará como escenario alternativo el de menor costo.

3.2.5.2. En los respectivos programas de corto plazo se informará las unidades programadas Por Seguridad, con el respectivo sustento.

3.3. PROGRAMACIÓN DE UNIDADES POR
SEGURIDAD A SOLICITUD DE UN USUARIO DEL
SEIN
3.3.1. En caso de mantenimiento del sistema de transmisión, si algún Usuario del SEIN ubicado en la zona de infiuencia del mantenimiento, requiere incrementar el nivel de seguridad en su área operativa, conforme lo señala el numeral 3.1.3, podrá solicitar la programación y operación de una o más unidades de generación Por Seguridad siempre y cuando se comprometa asumir las compensaciones señaladas en el numeral 3.4.1.

3.3.2. La solicitud se realizará mediante correo electrónico al COES (spr@coes.org.pe) y deberá incluir las fechas y períodos de operación de las unidades solicitadas. La solicitud deberá ser alcanzada antes del vencimiento del plazo de entrega de información para el Programa Semanal de Operación.

3.3.3. La solicitud deberá ser confirmada por su Suministrador y los Titulares de las unidades Por Seguridad mediante cartas dirigidas a la Dirección Ejecutiva dentro del plazo de entrega de información para el Programa Diario de Operación. Dicho Suministrador será responsable en las transferencias de energía activa mensual por la asignación de la compensación señalada en el numeral 3.4.1.

3.3.4. El COES atenderá la solicitud siempre y cuando se hayan cumplido lo señalado en los numerales anteriores.

El COES podrá rechazar o cancelar la Operación Por Seguridad solicitada por el Usuario debido a necesidades del despacho u operación del SEIN.

3.4. COMPENSACIÓN
3.4.1. Las compensaciones serán determinadas multiplicando la energía producida por la diferencia entre su Costo Variable y el Costo Marginal de Corto Plazo en la barra de la unidad térmica. Para estos efectos, el Costo Variable será determinado de acuerdo a la metodología establecida en el numeral 9.2 del Procedimiento Técnico COES PR-33. Se incluirán en las compensaciones de los costos por consumo de combustible de arranque-parada y de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga, si son aplicables, determinados de acuerdo al Procedimiento Técnico COES PR-33.

3.4.2. Todos los Generadores Integrantes pagarán las compensaciones resultantes del numeral 3.4.1 en proporción a la Energía Activa total que hayan retirado del SEIN para atender a sus Clientes Libres y Distribuidoras en el mes anterior al de la valorización, siempre y cuando las compensaciones no hayan sido producto de la aplicación del numeral 3.3.

3.4.3. Las compensaciones Por Seguridad formarán parte de la valorización de transferencias de energía activa mensual elaborado en cumplimiento del Procedimiento Técnico COES PR-10 "Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Integrantes del COES" o aquel que lo sustituya.

4. PROGRAMACION Y COMPENSACIÓN DE
UNIDADES DE GENERACIÓN POR SEGURIDAD
4.1. CONSIDERACIONES
4.1.1. Será aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación a las que se refiere el Procedimiento Técnico COES PR-42 "Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación".

4.1.2. El régimen aplicable a las compensaciones que resulten de la operación de las Centrales de Reserva Fría señaladas en el numeral precedente, así como todo otro aspecto no regulado para la operación de estas centrales en el presente Anexo, deberá sujetarse a lo dispuesto en el Procedimiento Técnico COES PR-42.

4.2. PROGRAMACIÓN
El COES deberá ordenar la operación de las Centrales de Reserva Fría de Generación, a las que se refiere el Procedimiento Técnico COES PR-42, por razones de Seguridad, a fin de garantizar el suministro de energía eléctrica a los Usuarios del SEIN.