590001 Aprueban el nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 37 "Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN" RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 157-2016-OS/CD Lima, 16 de junio de 2016 CONSIDERANDO Que, la Ley Nº 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica", estableció en el literal b) de su Artículo 13º, como función de interés público del COES el elaborar domingo, junio 19, 2016

590001 Aprueban el nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 37 "Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN"
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 157-2016-OS/CD
Lima, 16 de junio de 2016
CONSIDERANDO
Que, la Ley Nº 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica", estableció en el literal b) de su Artículo 13º, como función de interés público del COES el elaborar los procedimientos para la operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo; mientras que, en el literal g) del Artículo 14º se estableció, entre otros aspectos, las funciones operativas del COES con relación a la determinación y valorización de las transferencias de potencia y energía entre los Agentes integrantes del COES;

Que, mediante Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (Reglamento COES), cuyo Artículo 5º, 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, documentación y estudios de sustento;

Que, mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD, se aprobó la "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos" ("Guía"), estableciéndose, entre otros, que la propuesta del COES puede estar referida a la aprobación de un nuevo Procedimiento Técnico, o la modificación de uno existente;
y que el Directorio del COES aprobaría las propuestas elaboradas por su Dirección Ejecutiva, las mismas que podrán ser elaboradas por iniciativa propia del COES o a solicitud del Osinergmin, conforme a lo indicado en su Artículo 5º. Dicha Guía fue modificada mediante Resolución Nº 088-2011-OS/CD y Resolución Nº 272-2014-OS/CD;

Que, el numeral 6.1 del Artículo 6º de dicha Guía señala que la propuesta de Procedimiento Técnico debe estar dirigida a Osinergmin adjuntando los respectivos estudios económicos, técnicos y legales que sustenten su necesidad. El plazo de remisión de los procedimientos ha sido establecido por la citada norma, disponiéndose en su Artículo 7º que durante el mes de agosto, el Osinergmin recibirá las propuestas de que se encuentren previstas en el Plan Anual; y excepcionalmente, cuando se justifique de forma sustentada, podrá admitirse propuestas en periodo distinto;

Que, mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/ VME, se aprobó entre otros, el Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC (en adelante "GLOSARIO");

Que, el Procedimiento Técnico PR-37 "Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN" (en adelante "PR-37 vigente"), fue aprobado mediante Resolución Nº 215-2010-OS/CD, del 29 de agosto de 2010, y modificado mediante Resolución Nº 153-2012-OS/CD, publicada el 21 de julio de 2012;

Que, el COES, a través de carta COES/D-400-2015 del 31 de agosto de 2015, remitió a Osinergmin una propuesta del nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 37 "Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN" (en adelante "nuevo PR-37") y de modificación del GLOSARIO, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin, cuya motivación principal, se expresa en la exposición de motivos de la presente resolución;

Que, mediante Oficio Nº 0984-2015-GART del 14 de octubre de 2015, Osinergmin remitió al COES las observaciones a la propuesta de modificación del PR-37, dándole un plazo de veinte (20) días hábiles para subsanar las mismas; plazo que fue ampliado en cincuenta (50) días hábiles adicionales a solicitud del COES, para absolver las observaciones;

Que, dentro del plazo otorgado, mediante la carta COES/D-037-2016, el COES remitió a Osinergmin la respuesta de las observaciones;

Que, mediante Resolución Nº 046-2016-OS/CD, se publicó el proyecto del nuevo PR-37 y modificación del GLOSARIO, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en el Artículo 25º del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM;

Que, la Resolución Nº 046-2016-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 de Regulación de Tarifas;

Que, los comentarios y sugerencias presentados las empresas Electroperú S.A., Statkraft Perú S.A. y Edegel S.A.A y COES han sido analizados en el Informe Técnico Nº 415-2016-GRT, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación final del procedimiento;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe Técnico Nº 415-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal Nº 417-2016-GRT de la Coordinación 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 Nº 054-2001-PCM; en la Ley Nº 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 Nº 027-2008-EM, así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 20-2016.

SE RESUELVE
Artículo 1º.- Aprobar el nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 37 "Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN" contenido en el Anexo A de la presente Resolución.

Artículo 2º.- Derogar el Procedimiento Técnico PR-37 "Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN", aprobado mediante Resolución Nº 215-2010-OS/ CD, del 29 de agosto de 2010, y modificado mediante Resolución Nº 153-2012-OS/CD, del 21 de julio de 2012.

Artículo 3º.- Modificar el "Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC", aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME, de acuerdo con lo dispuesto en el Anexo B de la presente Resolución.

Artículo 4º.- La presente resolución, así como los Anexos, deberán ser publicados en el diario oficial El Peruano y consignados, conjuntamente con el Informe Técnico Nº 415-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal Nº 417-2016-GRT de la Coordinación Legal, ambos de la Gerencia de Regulación de Tarifas, en la página Web de Osinergmin:
www.osinergmin.gob.pe.

JESÚS TAMAYO PACHECO
Presidente del Consejo Directivo
ANEXO A
COES
SINAC
PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE
OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN
PR-37
PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO DE LA OPERACIÓN DEL SEIN
- Aprobado por Osinergmin, mediante Resolución Nº 157-2016-OS/CD del 16 de junio de 2016
1 OBJETIVO
Determinar la forma y plazos de presentación de la información que deben entregar los Agentes para la elaboración del Programa de Mediano Plazo de la
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Operación (PMPO) del SEIN, así como establecer los plazos, metodología y criterios que debe considerar el COES para elaborar dicho programa.

2 BASE LEGAL
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 Legislativo Nº 1002, Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables.

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

2.5 Decreto Supremo Nº 009-99-EM, Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

2.6 Decreto Supremo Nº 037-2006-EM, Reglamento de Cogeneración.

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

2.8 Decreto Supremo Nº 012-2011-EM, Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables.

3 ABREVIATURAS Y DEFINICIONES
Para efectos del presente Procedimiento, todas las definiciones de los términos en singular o plural que estén contenidos en éste, inicien con mayúscula, y no tengan una definición propia en el mismo, serán aquellas definiciones contenidas para tales términos en el "Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC", aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME o la norma que lo sustituya; y en su defecto, serán aquellas definiciones 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 otro dispositivo legal, se entenderá que incluyen todas sus normas concordantes, modificatorias y sustitutoria.

4 OBLIGACIONES
4.1 Del COES
4.1.1 Elaborar y aprobar el PMPO de acuerdo a lo dispuesto en el presente Procedimiento.

4.1.2 Poner a disposición de los Agentes, conjuntamente con la publicación de los resultados del PMPO, todos los archivos de entrada y salida de los modelos matemáticos utilizados en la elaboración del PMPO, así como las evaluaciones orientadas a identificar y analizar situaciones que pudiesen resultar críticas para el abastecimiento de la demanda del SEIN.

4.1.3 Publicar en su portal de internet los documentos que sustenten la elección de los parámetros del modelo de optimización, la cantidad y duración de los Bloques Horarios para la definición de la demanda semanal, los parámetros y restricciones de los equipos a utilizar y la modelación de configuraciones especiales de Centrales Térmicas.

4.1.4 Informar a Osinergmin los casos de incumplimiento del presente Procedimiento Técnico del COES por parte de los Integrantes.

4.2 De los Agentes:

4.2.1 Proporcionar al COES la información requerida para la elaboración del PMPO, conforme al numeral 6 del presente Procedimiento y en los plazos establecidos.

4.2.2 Verificar el modelamiento de sus instalaciones en el PMPO. De considerarlo inadecuado, el Agente lo informará al COES en un plazo máximo de tres (3) días hábiles luego de emitido el PMPO para su evaluación y modificación, de ser el caso, tomando en cuenta los plazos establecidos en el numeral 5.

4.2.3 Verificar que el PMPO no vulnere la seguridad de sus equipos e instalaciones o el cumplimiento de las disposiciones normativas referidas a sus obligaciones ambientales, de conservación del Patrimonio Cultural de la Nación u otras obligaciones legales de carácter imperativo; en cuyo caso, deberá comunicarlo al COES, presentando el sustento técnico correspondiente.

5 PLAZOS PARA LA ELABORACIÓN DEL PMPO
5.1 El PMPO se elabora mensualmente y se realiza considerando un horizonte de programación de doce meses como mínimo.

5.2 El plazo para la presentación de información por los Agentes es hasta las 17:00 horas del segundo día calendario de cada mes, en los formatos y medios que el COES establezca. El COES evaluará la consistencia de la información el COES podrá solicitar precisiones o información complementaria, destinada a evaluar su consistencia. Los Agentes del SEIN tendrán un plazo no mayor a tres (03) días hábiles para absolver el requerimiento del COES. La información remitida por los Agentes del SEIN que absuelva las solicitudes del COES, podrá ser incorporada al PMPO si el plazo para la expedición del PMPO lo permite, o a su actualización, en caso contrario.

Cuando los Agentes del SEIN no cumplan con el envío de información en los plazos establecidos o cuando los requerimientos de información complementaria o de aclaraciones no sean absueltos a satisfacción del COES, además de notificar el incumplimiento a Osinergmin, el COES adoptará, a su criterio, la mejor información disponible y la pondrá en conocimiento de los Agentes a través de su publicación en su portal de internet.

5.3 El PMPO será aprobado y puesto en conocimiento de todos los Agentes a través de su publicación en el portal de internet del COES hasta las 17:00 horas del sétimo día de cada mes o del día hábil siguiente, si el sétimo día fuera un día no laborable. El acto de publicación del PMPO será comunicado a los Agentes vía correo electrónico.

Con cada publicación del PMPO, se indicará qué información no ha sido remitida por los Agentes y cuál ha sido el criterio que el COES consideró en reemplazo de ésta.

5.4 Si durante el periodo de vigencia del PMPO se presentan variaciones significativas en los principales afl uentes de los embalses con capacidad de regulación anual y/o estacional respecto de lo originalmente previsto o en el programa de obras de generación y/o equipos de transmisión, el COES actualizará el PMPO y lo pondrá en conocimiento de todos los Agentes a través de su publicación en el portal de internet del COES
conjuntamente con el PSO correspondiente a la siguiente Semana Operativa.

6 INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA
ELABORACIÓN DEL PMPO
6.1 Los Agentes deben remitir al COES la siguiente información:

6.1.1 Los Grandes Usuarios y los Distribuidores deberán informar su demanda de energía histórica por Barra y por Semana Operativa, correspondiente a los últimos 12 meses así como la prevista para los siguientes 12 meses, por Bloques Horarios.

6.1.2 Los Generadores no Integrantes del COES, a solicitud del COES, deberán suministrar, sus previsiones de producción de energía por Semana Operativa y por Bloques Horarios para los siguientes 12 meses.

6.1.3 Los Agentes titulares de Centrales de Cogeneración Calificada deberán presentar, para los próximos 12 meses, su programa de generación de energía asociada, por Semana Operativa y por Bloque Horario.

6.1.4 Los Agentes titulares de centrales de generación con RER, deberán presentar, para los próximos 12 meses, su programa de generación de energía por Semana Operativa y por Bloque Horario.

6.1.5 Información adicional:

De considerarlo necesario para la elaboración del PMPO, el COES podrá solicitar el envío de información adicional.

6.2 Otra información a ser utilizada para la elaboración del PMPO:

NORMAS LEGALES
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El Peruano / 590003
6.2.1 Condiciones Hidrológicas iniciales El volumen al inicio del periodo de optimización de los embalses de las Centrales Hidráulicas será tomado de la Información operativa hidrológica que debe enviar el Agente en aplicación del numeral 5.2 del Procedimiento Técnico del COES Nº 41 (PR-41). En caso de existir modificaciones de los datos oficiales de volumen máximo y mínimo del embalse u otra restricción asociada, se debe enviar la información sustentatoria.

6.2.2 Programa de obras de generación y de equipos de transmisión El programa actualizado de obras de generación y de equipos de transmisión previsto para los siguientes 12 meses, derivado de la información remitida para la elaboración del Plan de Transmisión.

6.2.3 Costo de Racionamiento para programación de la operación:

El Costo de Racionamiento aplicable para la programación de la operación será el utilizado para el Plan de Transmisión vigente.

6.2.4 Características técnicas de las Unidades de Generación y de las instalaciones de transmisión:

Se debe considerar todas las combinaciones operativas de las Unidades de Generación con las cuales se le otorgó la Operación Comercial, así como las demás características técnicas de las Unidades de Generación y las instalaciones de transmisión que se encuentren vigentes de acuerdo a lo informado por sus Titulares en sus respectivas Fichas Técnicas presentadas para la conexión de sus instalaciones al SEIN, o aquellas que las reemplacen o modifiquen conforme al Procedimiento Técnico del COES Nº 20
"Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN".

6.2.5 Pronóstico de los aportes hídricos:

El pronóstico hidrológico para la programación mensual de Mediano Plazo que resulta de la aplicación del PR-41.

6.2.6 Costos Variables de las Unidades de Generación:

Los Costos Variables asociados a las Centrales Térmicas e Hidroeléctricas serán los determinados de acuerdo al Procedimiento Técnico del COES Nº 31 "Calculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación" (PR-31).

6.2.7 Mantenimientos e intervenciones en los equipos del SEIN:

Los mantenimientos e intervenciones de los equipos del SEIN serán los definidos de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES Nº 12 "Programación de Intervenciones en equipos del SEIN" (PR-12).

6.2.8 Magnitud de la Reserva Rotante:

Se utilizará como datos las magnitudes de Reserva Rotante determinadas en aplicación de los Procedimientos Técnicos del COES Nº 21 "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia" (PR-21)
y Nº 22 "Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia" (PR-22).

6.3 En caso los Agentes no remitan la información requerida en los plazos establecidos o cuando los requerimientos de información adicional o de aclaraciones no sean absueltos a satisfacción del COES, el COES
adoptará a su criterio la mejor información disponible. El COES deberá poner en conocimiento de los Agentes la información empleada en reemplazo.

7 METODOLOGÍA PARA LA PROGRAMACIÓN DE
MEDIANO PLAZO
La metodología a utilizar en la elaboración del PMPO
es la detallada en el Anexo 1 del presente Procedimiento Técnico.

8 RESULTADOS DEL MODELO PARA LA
PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO
8.1 Política de operación De esta fase de optimización se obtendrá la FCF y valor del agua para cada embalse con capacidad de regulación modelado, y para cada periodo del horizonte de optimización. Este resultado será utilizado como información de entrada para la programación de la operación de corto plazo.

8.2 Simulación estocástica de la operación El PMPO es el informe que contiene los valores esperados resultantes de la simulación estocástica de la operación acompañados de la sustentación técnica correspondiente. El esquema de presentación del PMPO
deberá considerar como mínimo los siguientes apartados:
a) Breve descripción de la metodología utilizada.
b) Pronóstico de la demanda.
c) Oferta de generación y disponibilidad de la capacidad de transmisión.
d) Programas de mantenimiento considerados.
e) Escenarios más probables y críticos.
f) Resultados, incluyendo principalmente: (i) Costos marginales esperados por Semana Operativa y por bloque de demanda. (ii) Despacho esperado de generación (iii) Trayectoria esperada para el uso de los principales embalses. (iv) Volúmenes esperados de descarga.
g) Unidades de Generación forzada y motivo de su despacho forzado.

Cuando corresponda, se incluirá el análisis de las condiciones operativas que conducen a situaciones de racionamientos significativos y propuestas de acciones correctivas conducentes a reducir o eliminar el racionamiento.

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL
El incumplimiento de las obligaciones previstas en el presente procedimiento deberá ser informado por el COES a Osinergmin en el mes siguiente de identificado, para efectos de iniciar el procedimiento administrativo sancionador a que hubiere lugar y la aplicación de las sanciones previstas en la Escala de Multas y Sanciones de Osinergmin.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA ÚNICA
El segundo párrafo del numeral 5.3 del presente Procedimiento Técnico entrará en vigencia al día siguiente de cumplirse sesenta (60) días calendarios de publicado el mismo, en el diario oficial El Peruano.

ANEXO 1
METODOLOGÍA PARA ELABORAR EL PROGRAMA
DE MEDIANO PLAZO DE LA OPERACIÓN DEL SEIN
La metodología a utilizar para la elaboración del PMPO considera lo siguiente:

1 Función objetivo El modelo matemático a utilizar deberá tener como objetivo minimizar la suma de los costos esperados, dados por los costos de generación térmica, hidráulica más los costos por racionamiento, para todo el horizonte de optimización considerado.

El horizonte de optimización será de 1 año como mínimo, discretizado en Semanas Operativas, para lo cual cada Semana Operativa, será representada con al menos por cuatro (4) Bloques Horarios.

2 Restricciones Las restricciones a considerar son:

2.1 Límites técnicos operativos de la generación Hidráulica a) Límites de almacenamiento:

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Volúmenes mínimos y máximo almacenables de los embalses que han sido clasificados como estacionales y semanales de acuerdo al Anexo 3 del PR-41.

Optativamente se puede considerar los embalses con capacidad horaria utilizando un modelo simplificado de reservorio con un Factor de Regulación definido por el Agente o establecido por el COES. Eventualmente, para fines operativos, estos límites pueden cambiar dentro del horizonte de optimización con el sustento correspondiente.
b) Mínimo caudal turbinable:

El modelo debe prever variables de holgura con penalización por incumplimiento en la función objetivo.
c) Máximo caudal turbinable:

Caudal correspondiente al valor de potencia efectiva determinado en aplicación del Procedimiento Técnico COES PR-18 "Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas".

2.2 Límites técnicos operativos de la generación térmica a) Límite máximo técnico:

Los despachos deben respetar los límites de potencia máxima de la unidad.
b) Unidades de Generación forzadas:

El modelo debe permitir el ingreso de Unidades de Generación forzadas por etapa y por bloque horario a fin de modelar condiciones de seguridad, tensión o similares en el SEIN.

2.3 Restricciones de la red de transmisión a) Límites máximos de potencia activa para una línea o conjunto de líneas de interconexión seleccionadas y para equipos de transformación.
b) Flujos de potencia, que permitan la determinación como mínimo de fl ujos de potencia activa en sistemas mallados (fl ujos de potencia en corriente continua - DC).
c) Pérdidas de transmisión: Cuadráticas o linealizadas.

2.4 Otras restricciones a) Restricciones en centrales de pasada, límites de vertimientos y por generación en cascada.
b) Considerar la posibilidad de empuntamiento del recurso almacenado en las centrales con embalses de pequeña capacidad de regulación, diferenciándolas de las centrales de pasada.
c) Riego, agua potable y otros usos. En este caso, las restricciones deben contemplar al menos las siguientes posibilidades.
i. Caudal mínimo descargado en cada etapa.
ii. Volumen mínimo del embalse al inicio de cada etapa, variable.
iii. Volumen total descargado (máximo y/o mínimo) en una etapa o conjunto de etapas.
d) Restricciones de seguridad en los embalses.
e) Restricciones de descarga total.
f) Disponibilidad máxima de combustibles.

Se considerará el volumen máximo disponible de cualquier tipo de combustible. El modelo debe ser capaz de distribuir óptimamente dicha disponibilidad por etapa, entre las unidades habilitadas para utilizarlo.
g) Múltiples combustibles El modelo debe permitir el uso de múltiples combustibles, para aquellas unidades o centrales que permitan utilizar más de un combustible.
h) Disponibilidad y transporte de gas natural.

El modelo debe permitir modelar las restricciones de disponibilidad y capacidad de transporte de gas natural por redes u otros medios, de acuerdo con la reglamentación vigente y las obligaciones del COES de distribuir óptimamente las cuotas asignadas a la generación eléctrica.
i) Reserva Rotante (RPF y RSF).

La Reserva Rotante requerida por el sistema es un dato por etapa y Bloque Horario, ya sea en valores absolutos o como porcentaje de la demanda. El modelo debe permitir la asignación óptima de esa reserva requerida entre las unidades habilitadas para tal fin y adecuarlas al margen operativo disponible en cada unidad, ya sean estas térmicas o Hidráulicas.
j) Interconexiones internacionales Se debe considerar la importación o exportación de energía en caso de que algún Agente del SEIN lo solicite y esta solicitud cubra un periodo mínimo de 5 días y sea presentada al COES con 7 días calendario de anticipación.

3 Representación de los diferentes componentes del SEIN
3.1 Representación de las Centrales Hidráulicas El modelo debe ser capaz de representar la topología compleja de los aprovechamientos hidroeléctricos del
SEIN.

Para el PMPO las descargas de embalses controlables son variables de estado del problema de optimización, cuando dichas descargas no tengan impuestas ninguna restricción (otros usos no eléctricos) y se definan como embalses de regulación mensual o estacional.

En todos los casos el modelo será capaz de determinar adecuadamente la generación de Centrales Hidráulicas que reciben tanto aportes naturales como descargas controladas de embalses aguas arriba de ellas.

Las Centrales Hidráulicas serán representadas en la función objetivo mediante sus Costos Variables calculados conforme al numeral 6.1 del PR-31 "Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación".

3.2 Representación de las centrales de Cogeneración Su representación dependerá de su condición de operación:
a) Sin producción de Calor Útil: será representada de la misma manera que una Central Termoeléctrica convencional.
b) Con producción de Calor Útil: será considerada como una central con generación predefinida, cuya potencia de generación no constituye una variable de control del problema de optimización.

3.3 Representación de la generación utilizando RER
Las centrales de generación que utilizan RER que no cuenten con información que permita modelar su comportamiento estocástico, serán consideradas como centrales con generación predefinida por Semana Operativa basada en la información histórica disponible.

3.4 Representación de la Red Eléctrica La representación de la red eléctrica será explicita y podrá simplificarse las cantidades de nodos y líneas, en la medida que no se obvien líneas que puedan impactar de manera significativa sobre los resultados del PMPO, ya sea desde el punto de vista operacional como económico.

La simulación de la operación del SEIN se realizará al menos considerando un fl ujo de potencia activa en corriente continua (fl ujo "DC"), teniendo en cuenta la capacidad de los distintos elementos que componen la red y las pérdidas de transmisión. Se tendrá especial cuidado de incluir aquellos elementos del sistema de transmisión que podrían implicar restricciones al Despacho Económico.

En el modelo se consideran las siguientes restricciones:

Balance de potencia en cada Barra por Bloque Horario, la potencia de racionamiento y el límite de la capacidad de las líneas de transmisión.

4 Pronóstico de la demanda de mediano plazo Se calculará utilizando un modelo autoregresivo, que puede incluir entre sus variables explicativas las siguientes: datos estadísticos, datos económicos y atípicos particulares. Los resultados del modelo serán evaluados mensualmente, comparándolos con valores reales y, de ser necesario, sé reformulará su especificación, adjuntando para ello un informe sustentatorio. La información requerida en el literal b) del numeral 6.1 del presente Procedimiento servirá para mejorar la serie estadística que utiliza el modelo.

5 Magnitud de la Reserva Rotante Se utilizará como datos las magnitudes de Reserva Rotante determinadas en aplicación de los Procedimientos Técnicos del COES Nº 21 "Reserva
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Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia" (PR-21)
y Nº 22 "Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia" (PR-22).

6 Metodología de cálculo Política de operación: El modelo debe permitir la optimización estocástica de la operación, considerando principalmente el carácter aleatorio de los aportes de agua, de la demanda total del SEIN y del comportamiento de operación - falla de las Unidades de Generación si el modelo lo permite, o mediante reducción promedio de la potencia disponible.

Simulación estocástica de la operación: La simulación de la operación requiere las funciones de costo esperado futuro, producidas en la política de operación, y se lleva a cabo en modo secuencial mediante simulación estocástica de las ocurrencias hidrológicas y para escenarios probables de demanda. La disponibilidad estocástica del parque de generación y red de transmisión se tendrá en cuenta ya sea por simulación estocástica, si el modelo lo permite, o mediante reducción promedio de la potencia disponible.

ANEXO B
MODIFICACIÓN DEL GLOSDE ABREVIATURAS
Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS
PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC
Definiciones 1. Actualizar definición del término Bloques Horarios en el GLOSARIO:

Bloques Horarios: Son períodos horarios en los que los costos de generación son similares, determinados en función de las características técnicas y económicas del sistema.

2. Agregar la definición del término Barra en el
GLOSARIO:

Barra: Es aquel punto de sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica.

3. Agregar la definición del término Calor Útil en el
GLOSARIO:

Calor Útil: Es la energía térmica proveniente de un proceso de cogeneración, destinada a la actividad productiva.

4. Agregar la definición del término Semana Operativa en el GLOSARIO:

Semana Operativa: Periodo de 168 horas (7 días) que comienza a las 00:00 horas del día sábado.

Abreviaturas 1. Agregar definición de abreviatura PMPO en el
GLOSARIO:

PMPO: Programa de Mediano Plazo de la Operación 2. Agregar definición de abreviatura CP en el
GLOSARIO:

CP: Corto Plazo