gerencia de regulaciÓn de tarifas informe n° 362-2020-grt

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

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Informe N° 362-2020-GRT

Nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 21 “Reserva Rotante para

Regulación Primaria de Frecuencia”

(Publicación)

Agosto 2020

Osinergmin Informe Nº 362-2020-GRT

Nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 21 Página 2

Resumen Ejecutivo

Mediante Resolución Directoral Nº 069-2011-EM/DGE se modificó la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI) estableciendo, entre otras cosas, que la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) es un servicio obligatorio y permanente, no sujeto a compensación y debe ser prestado por todas las centrales de generación cuya potencia sea mayor a 10MW, quedando exoneradas de tal obligación, las centrales de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz. En este marco, se aprobó mediante Resolución N° 194-2013-OS/CD el Procedimiento Técnico del COES N° 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” (PR-21).

El 17 de abril de 2019, el COES remitió a Osinergmin, mediante carta COES/D-412-2019, la propuesta de un nuevo PR-21, con el respectivo Informe de Sustento Técnico – Económico – Legal

De conformidad con el numeral 8.1 de la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos”, aprobada mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD, Osinergmin remitió al COES las observaciones a la propuesta de modificación del PR-21, mediante Oficio N° 699-2019-GRT del 16 de julio de 2019, otorgándole un plazo de veinte (20) días hábiles para subsanar las mismas. El COES, mediante carta COES/D-827-2019 solicitó un plazo de 20 días adicionales; en ese sentido, Osinergmin mediante Oficio N° 755-2019-GRT otorgó el plazo adicional solicitado. Con fecha 16 de setiembre de 2019, el COES remitió a Osinergmin la subsanación de las observaciones a la propuesta del nuevo PR-21, mediante la carta COES/D-968-2019.

Siguiendo con el proceso, el 20 de diciembre de 2019 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano mediante la Resolución N° 227-2019-OS/CD, del proyecto de resolución de aprobación del nuevo PR-21, 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, y se otorgó un plazo de treinta (30) 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.



Al respecto, las empresas Fenix Power S.A. (Fenix), Termochilca S.A. (Termochilca), Electroperú S.A. (Electroperú), Hidrocañete S.A. (Hidrocañete), Empresa de Generación Huallaga S.A. (Egehuallaga), Kallpa Generación S.A. (Kallpa), Engie Energía Perú S.A. (Engie), Enel Generación Perú S.A.A. (Enel G) y Red de Energía del Perú S.A. (REP) presentaron sus comentarios y sugerencias al proyecto del nuevo PR-21.

Luego, con fecha 04 de mayo de 2020, el COES remitió a Osinergmin, mediante carta COES/D-295-2020, la opinión sobre los comentarios y sugerencias realizados a la publicación del proyecto del nuevo PR-21.

Finalmente, en el presente informe se presentan los aspectos que sustentan la propuesta del nuevo PR-21; así como, el análisis de la subsanación del COES a las observaciones a la propuesta.



Contenido

1. Antecedentes ........................................................................................................................... 5

2. Marco Conceptual .................................................................................................................. 7

3. Aspectos considerados en la modificación del PR-21 ................................................. 9

3.1. Reseña de la Regulación de Frecuencia en el SEIN ............................................. 9

3.2. Aspectos de Modificación del PR-21 ...................................................................... 12

3.3. Propuesta de Modificación del PR-21 ..................................................................... 18

4. Conclusiones ......................................................................................................................... 20

Anexo A ............................................................................................................................................. 21

Anexo B ........................................................................................................................................... 108



1. Antecedentes

Mediante la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se dispuso en el literal b) de su 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.

Mediante el Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (“Reglamento COES”), cuyo artículo 5.1 detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimientos Técnicos en materia de operación del SEIN. Para tal efecto, en su artículo 5.2 se prevé que el COES debe contar con una Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos aprobada por Osinergmin, la cual incluirá, como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.

En ese sentido, 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 modificada mediante Resolución N° 088-2011-OS/CD, mediante Resolución N° 272-2014-OS/CD y mediante Resolución N° 090-2017-OS/CD.

Así también, en el marco de lo anterior, mediante Resolución N° 194-2013-OS/CD del 04 de octubre de 2013, se aprobó el Procedimiento Técnico del COES N° 21 “Reserva rotante para la regulación primaria de frecuencia” (en adelante “PR-21”), el cual fue modificado mediante Resolución N° 195-2016-OS/CD, publicada el 04 de agosto de 2016. Posteriormente, el PR-21 nuevamente fue modificado mediante Resolución N° 269-2016-OS/CD, publicada el 30 de diciembre de 2016, básicamente motivado para la ampliación de los plazos establecidos para que los Generadores del SEIN se adecuen al procedimiento.

Con fecha 09 de noviembre de 2016, el COES, con documento DO-489-2016, emitió la Guía técnica 2016 para verificar el impedimento para brindar el servicio de regulación primaria de frecuencia y para homologar el modelo matemático del regulador de velocidad. Asimismo, con fecha 30 de enero de 2017, el COES, con



documento DO-045-2017, emitió el documento “Criterios para el proceso de aprobación de la delegación del servicio de RPF”.

Considerando los párrafos anteriores, y en base a la evaluación de la aplicación del PR-21 en los últimos 3 años, mediante carta COES/D-412-2019 del 16 de abril de 2019, el COES remitió a Osinergmin una propuesta modificación del PR-21 con la finalidad de (i) mejorar el mecanismo de delegación del servicio de RPF en el SEIN, (ii) permitir la delegación del servicio de la RPF de manera parcial, (iii) establecer un límite al periodo de delegación del servicio de la RPF, y (iv) agregar las nuevas tecnologías para brindar el servicio de la RPF.

En consecuencia, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, mediante Oficio N° 699-2019-GRT del 16 de julio de 2019 se remitieron al COES las observaciones a la propuesta de modificación del PR-21, otorgándosele un plazo de veinte (20) días hábiles, ampliados en veinte (20) días adicionales, para subsanar las mismas. Con fecha 16 de setiembre de 2019, mediante la carta COES/D-968-2019, el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones.

Siguiendo con el proceso, el 20 de diciembre de 2019 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano mediante la Resolución N° 227-2019-OS/CD, del proyecto de resolución de aprobación del nuevo PR-21, 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, y se otorgó un plazo de treinta (30) 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.

Al respecto, las empresas Fenix Power S.A. (Fenix), Termochilca S.A. (Termochilca), Electroperú S.A. (Electroperú), Hidrocañete S.A. (Hidrocañete), Empresa de Generación Huallaga S.A. (Egehuallaga), Kallpa Generación S.A. (Kallpa), Engie Energía Perú S.A. (Engie), Enel Generación Perú S.A.A. (Enel G) y Red de Energía del Perú S.A. (REP) presentaron sus comentarios y sugerencias al proyecto del nuevo PR-21.

Con fecha 28 de enero de 2020, Osinergmin remitió al COES, mediante Oficio Nº 115-2020-GRT, como parte del proceso que se indica en la Guía, los comentarios remitidos por las empresas mencionadas en el párrafo anterior para realizar la opinión sobre estos, otorgándole para ello veinte (20) días hábiles para su remisión. Posteriormente, mediante Oficio Nº 285-2020-GRT, Osinergmin amplió el plazo en veinte (20) días hábiles adicionales para que el COES remita su opinión, en respuesta a la solicitud del COES, presentada con Carta COES/D-165-2020, de fecha 19 de febrero de 2020.

Con fecha 03 de junio de 2020, el COES remitió a Osinergmin, mediante carta COES/D-295-2020, la opinión sobre los comentarios y sugerencias realizados a la publicación del proyecto del nuevo PR-21.

Finalmente, en el presente informe se efectúa el análisis de los comentarios recibidos de los interesados, con la finalidad de proponer la versión definitiva del nuevo PR-21 a ser publicado.



2. Marco Conceptual

Los sistemas eléctricos de potencia tienen por finalidad la producción y transporte de la energía eléctrica hasta los grandes centros de consumo. Estos centros de consumo corresponden a empresas de distribución eléctrica o de grandes complejos productivos con alto consumo (p.e. minas, fundiciones, entre otras grandes industrias).

La producción de electricidad se efectúa mediante los centros de transformación de energía primaria (combustibles, agua, u otros recursos energéticos) a energía secundaria; es decir, energía eléctrica. Estos centros de transformación de energía se denominan centrales de generación eléctrica; mientras que, el transporte se efectúa mediante líneas de transmisión de alta capacidad, que entregan la energía instantáneamente desde las centrales de generación eléctrica hacia los centros de consumo.

Las Centrales de Generación Convencional (CGC) cuya tecnología emplea un generador síncrono -a diferencia de las no convencionales (CGNC) basadas en sistemas de movimiento lineal, como las fotovoltaicas solar y otras- producen electricidad sobre la base del movimiento rotatorio de un componente llamado “rotor”. La velocidad de rotación del rotor determina la “frecuencia” de la corriente eléctrica en el sistema de potencia. Para mantener estable la “frecuencia”, la velocidad de rotación del rotor debe ser fija, pero en la práctica no siempre es así, produciéndose variaciones en la frecuencia establecida. En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la frecuencia eléctrica establecida es de 60 Hertz (60 ciclos por segundo).

Ahora, para mantener la frecuencia en 60 Hz, corresponde mantener en equilibrio la energía producida y la energía consumida (oferta y demanda) en todo momento. Esto supone que, cuando ocurre un desajuste entre lo producido y lo consumido, ya sea por variaciones atribuibles a la generación eléctrica o a la demanda (no existe un responsable por defecto); es necesario compensar el desequilibrio de la frecuencia a través de la energía cinética (del movimiento) del rotor. Así, cuando la generación de electricidad es mayor que la demanda, el “rotor” aumenta su velocidad y con ello incrementa la frecuencia eléctrica por encima de 60 Hz; lo contrario ocurre si la generación de electricidad es menor que la demanda eléctrica. Para equilibrar la frecuencia en el primer caso, será necesario reducir la producción de electricidad o incrementar la demanda, y en el segundo incrementar la producción de electricidad o reducir la demanda.



Como se puede ver, la frecuencia eléctrica no tiende a ser constante; sino que, varía permanentemente desviándose de 60 Hz y reajustándose generalmente con el ritmo de la generación eléctrica para volver a la frecuencia de referencia (60 Hz). Si la demanda, como conjunto de consumos diferentes y de múltiples usuarios, pudiera responder con la rapidez requerida para la regulación de frecuencia; entonces podría brindar el servicio de regulación de frecuencia, pero en la práctica no es así.

En tal sentido, como se hace a nivel internacional, en el Perú la frecuencia se mantiene en el valor establecido (60 Hz) a través del servicio denominado “regulación de frecuencia” prestado por la generación. Entonces, la “regulación de frecuencia” resulta un aspecto operativo fundamental en los sistemas eléctricos de potencia, que no se vincula con la organización del sector eléctrico; es decir, es independiente de que se trate de un mercado eléctrico en competencia o de un monopolio, sino exclusivamente operativo.

De hecho, la regulación de frecuencia se viene desarrollando por más de cien años en el mundo a través de las empresas de generación eléctrica, debido a una necesidad operativa del sistema, entre otros, para evitar racionamientos (que cuando ocurren implican que las generadoras compensen a sus clientes) y para proteger los equipos de generación. No obstante, es bueno tener en cuenta que el ajuste mencionado puede ser efectuado por una o varias centrales de generación eléctrica, dependiendo de las prácticas operativas de las empresas eléctricas y del marco legal aplicable.

Por tanto, se puede concluir que todo sistema eléctrico debe considerar la regulación de frecuencia como un criterio básico de calidad, seguridad y confiabilidad del mismo.



3. Aspectos considerados en la modificación del PR-21

3.1. Sobre la Regulación de Frecuencia en el SEIN

En el 2001, mediante Resolución Ministerial Nº 232-2001-EM-VME, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó el Procedimiento Nº 22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional”, el cual tenía como objetivo reglamentar la asignación de la reserva rotante del SINAC para la regulación primaria de la frecuencia en subsistemas temporalmente aislados o sistemas integrados, así como, las condiciones que califican a las unidades reguladoras, la programación de la reserva rotante, la supervisión del cumplimiento de regulación primaria de frecuencia para cumplir con la NTCSE y la NTOTRSI vigentes y las valorizaciones correspondientes.

El 20 de agosto de 2011, el MINEM publicó en el diario oficial “El Peruano” la Resolución Directoral Nº 069-2011-EM/DGE, donde se modificó el numeral 6.2.2 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), en ella se indica que la regulación primaria de frecuencia es un servicio obligatorio y permanente, no sujeto a compensación y debe ser prestado por todas las centrales de generación cuya potencia sea mayor a 10 MW, con excepción de algunas de ellas.

Con Resolución Nº 194-2013-OC/CD, publicada el 4 de octubre de 2013 en el diario oficial “El Peruano”, se aprobó el Procedimiento Técnico COES Nº 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”, el cual entraría en vigencia en el año 2014; con ello, se hizo efectiva la modificación del numeral 6.2.2 de la NTCOTRSI.

Así también, menciona que se realiza un análisis de la necesidad e importancia del servicio de RPF en el mercado eléctrico peruano y la evolución de este servicio en el tiempo.



La Regulación Primaria de Frecuencia del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Para que el servicio de electricidad en el SEIN sea confiable, seguro y de calidad, es de vital importancia que cuente con reserva rotante para atender necesidades de regulación de frecuencia. Dentro de los tipos de reserva rotante, se encuentran la reserva para regulación primaria de frecuencia (RPF). La RPF es la función que realizan los generadores destinada a mantener el equilibrio generación-demanda ante las variaciones de la potencia activa del SEIN. Se realiza de manera automática mediante los reguladores de velocidad instalados en los generadores. Estos equipos varían de forma automática la potencia mecánica del generador con el fin de limitar las desviaciones de la frecuencia alrededor del valor nominal establecidos para el SEIN (60Hz).

Para que la regulación de frecuencia sea efectiva, las unidades de generación deben operar mantenimiento un margen de potencia para RPF, y deben ser capaces de reaccionar de manera rápida ante desbalances intempestivos de la frecuencia, lo que garantiza el restablecimiento de la frecuencia y la seguridad del SEIN. Por otro lado, una inadecuada RPF podría ocasionar rechazos de carga y eventualmente el colapso del sistema eléctrico.

Hasta mayo del 2014, la RPF del SEIN la realizaban algunas centrales de generación. A estas se les asignada una determinada magnitud en función a su estatismo, potencia efectiva y como parámetro de control la integral de variación diaria de frecuencia. En este escenario, la frecuencia del SEIN se mantenía normalmente entre 59,7 Hz a 60,3 Hz. Así, la reserva para la RPF era asignada entre las unidades aptas, que eran aquellas que tenían un comportamiento satisfactorio para la RPF determinado mediante pruebas realizadas por un consultor.

Nº Centrales Nº Centrales

1 Huinco 10 Yanango

2 San Gabán 11 Gallito Ciego

3 Mantaro 12 Restitución

4 Charcani V 13 Carhuaquero

5 TV3 Ilo1 14 Machupicchu

6 TV4 Ilo1 15 Yuncan

7 Ilo2 16 Yaupi

8 Malpaso 17 Cahua

9 TG7 Santa Rosa

18 Cañón del Pato

Tabla 01: Centrales aptas para regulación primaria de frecuencia año 2008

Este esquema tuvo ciertas deficiencias, como que la regulación de frecuencia era dependiente del despacho de las unidades de generación, lo cual estaba ligado a la disponibilidad de las mismas. Además, algunos sistemas aislados podrían no tener alguna de estas unidades de generación dentro de su área geográfica, quedándose sin la regulación de frecuencia necesaria. Ello, sumado a que el crecimiento del SEIN requería un cambio de esquema para la RPF, ocasionaba que el control de la frecuencia primaria no fuese el idóneo.



En julio de 2014, la RPF pasó a ser un servicio obligatorio no compensable de forma independiente (pero sí compensable a través del precio del producto, en tanto representa una actividad intrínseca e imprescindible para brindar el servicio principal de suministro, a la cual se obligan normativa y contractualmente con los clientes), ello para todas las centrales de generación cuya potencia fuese mayor a 10MW, con excepción de las centrales de generación con recursos energéticos renovables cuya fuente de energía primaria fuese eólica, solar o mareomotriz. Con ello, se logró que el aporte de RPF se realizara de manera distribuida, manteniendo la seguridad en cada parte del SEIN. Este nuevo enfoque incluye evaluaciones a las unidades de generación por la prestación del servicio, además de penalidades económicas para el caso de incumplimientos.

Cabe precisar que, mantener las antiguas reglas no era una opción viable por las nuevas necesidades debido al incremento de demanda y en tanto se seguía trasladando los costos de su prestación a un grupo reducido de generadores a cambio de pagar montos inferiores al costo de oportunidad. Asimismo, no existían las condiciones necesarias para crear un “mercado” de RPF, pues de mantenerse las antiguas reglas se habría presentado un monopolio (por los pocos agentes que brindaban el servicio), y luego de efectuar una comparación entre diferentes países respecto de la forma en que se trataba este servicio, se concluyó como la mejor opción para el sistema el disponer la obligatoriedad de parte de todas las centrales de generación de brindar el servicio de RPF, de forma descentralizada. La mayor prueba de los beneficios del nuevo esquema es la mejora cualitativa de la frecuencia y la participación de los diversos generadores.

Al haberse dispuesto que cada generador asuma sus costos de implementación, se evita que se exponga al mercado a este riesgo de ejercicio de poder de mercado, y por tanto los generadores pagan el menor costo de provisión del servicio. Por esta razón, la medida adoptada es la menos gravosa, tanto para el SEIN como para sus integrantes. La solución tomada incrementa la confiabilidad de la operación del SEIN, a la vez que distribuye de manera más homogénea la carga de la RPF entre los generadores. Para ello debe recordarse que la teoría económica señala que la asignación de los costos por la provisión de bienes públicos debe efectuarse de manera proporcional al beneficio que de ellos deriva cada usuario, y en este caso, al estar el beneficio vinculado a la producción de energía de calidad que vende cada unidad de generación en el mercado, es razonable que se asigne en proporción de dicha capacidad de producción.

Finalmente, no resulta viable que sea la demanda de electricidad la que debiera asumir los costos de la RPF, ello sería totalmente contrario a la búsqueda de una medida menos gravosa para todos los interesados, puesto que, los precios por la venta de energía aplicados a los clientes, se entienden que permiten recuperar los costos de producción. Cabe aclarar que, son los generadores los usuarios de la RPF, pues los consumidores no compran RPF sino energía eléctrica terminada con la RPF inherente y, por tanto, forma parte de los costos de producción que los generadores recuperan a través de sus precios de venta. Cargar a la demanda con este costo, además de requerir necesariamente la emisión de una norma legal, sería imponerle doblemente el mismo costo.

En el 2016 se modificó el procedimiento COES relacionado a la RPF, cuyo cambio principal fue la modificación de la metodología de evaluación de cumplimiento. Actualmente la mayoría de las empresas han adecuado sus unidades de generación a los requerimientos del servicio de RPF, lo cual ha originado que el



desempeño de la RPF haya mejorado significativamente respecto de los años previos; sin desmedro de ello y, en caso de imposibilidad técnica, existen unidades de generación que cumplen parcialmente o no cumplen este servicio; asimismo, algunas de ellas realizan el servicio de RPF mediante el mecanismo de delegación. En la siguiente figura se muestra la distribución de frecuencia sin el servicio de RPF obligatorio y luego del servicio de RPF obligatorio, en el cual se aprecia un incremento significativo en la calidad de la frecuencia del SEIN.

Figura 01: Distribución de frecuencia Escenario Pasado y Actual

3.2. Aspectos de Modificación del PR-21 Actualmente, el PR-21 tiene poco más de tres (03) años de aplicación, durante el cual se han obtenido diversos resultados en el mercado eléctrico peruano y el mercado de Servicios Complementarios y, durante dicho periodo, el COES manifiesta que ha identificado oportunidades de mejora lo cual promueve la necesidad de actualizar dicho procedimiento con el objeto de administrar el servicio de RPF de manera eficiente.

A continuación, se expondrá los puntos que se proponen modificar, identificando el problema, las alternativas de solución y el impacto de la alternativa por la que se ha optado, así como el monitoreo, evaluación y recomendaciones que el COES ha considerado

3.2.1 Mecanismo de Delegación

Mecanismo de delegación limitado

El procedimiento vigente establece que, en el caso que un Generador considere que sus unidades no cuentan con las condiciones técnicas u otra razón calificada para brindar el servicio de RPF, deberá someter a sus unidades a la “Prueba para verificar que los generadores cumplan con los requisitos para la RPF”, el cual consiste en un proceso de verificación y control de recursos técnicos para control de frecuencia mediante pruebas.

Tales pruebas deberán demostrar que la unidad de generación no se encuentra en capacidad de dar el servicio de RPF, ejecutando ensayos de



verificación, contratando uno de los consultores especializados del listado de consultores publicado por el COES.

Entonces, el Generador imposibilitado de realizar el servicio de RPF, debe realizar inversión en pruebas de consultoría que verifique dicha Imposibilidad técnica. Esto implica que durante el tiempo que toma la contratación y realización de las pruebas, el Generador no solo paga el monto por incumplimiento de RPF, sino que no brinda de manera correcta el servicio de RPF al SEIN, poniendo en riesgo al Sistema.

Asimismo, la delegación en el actual procedimiento se ciñe estrictamente a demostrar la imposibilidad técnica de toda unidad de generación; sin embargo, también establece que el generador puede alegar otras razones para delegar.

Imposibilidad de delegación parcial

El COES, mediante documento DO-045-2017 de fecha 30.01.2017, emitió los “Criterios para el proceso de aprobación de la delegación del servicio de RPF”, documento mediante el cual se establece que la delegación del servicio de RPF debe realizarse por el total de la reserva para RPF asignada a una central o unidad de generación, no aceptándose magnitudes parciales de reserva para RPF.

Lo mencionado es un inconveniente para aquellas unidades de generación que incumplen el servicio de RPF de manera parcial, así, se evidencia la necesidad de apertura del mercado de delegación parcial con la finalidad de obtener el 100% de la magnitud de RPF para beneficio del SEIN.

Limitación en los periodos de delegación

El PR-21 vigente no establece periodos mínimos ni máximos de delegación; sin embargo, el COES mediante el documento DO-045-2017, estableció que el periodo mínimo de contratos entre empresas para delegación del servicio de RPF debía ser de seis (06) meses, los mismo que debían coincidir con los periodos de avenida y estiaje, no habiendo límites para el periodo máximo. Así, los plazos debían ser determinados por cada una de las empresas y comunicado al COES antes del 01 de noviembre y 01 de mayo de cada año, para su aplicación en los siguientes periodos de avenida y/o estiaje.

Para el titular de la unidad que delega el servicio es muy complejo estimar que en el periodo de 6 meses la unidad a la cual delega va a estar despachada para cumplir con la entrega de reserva encargada. Es por ello que el mecanismo actual resulta muy restrictivo.

Nuevas Tecnologías

Una premisa de la operación de los sistemas eléctricos, era que la oferta y demanda de energía eléctrica debían mantenerse iguales en todo momento, ya que el almacenamiento de electricidad era económicamente ineficiente. En los últimos diez años, la tecnología aplicable a los sistemas eléctricos ha tenido un desarrollo tal, que hoy en día es posible almacenar la energía eléctrica a costos más eficientes. En algunos países, dicha tecnología de almacenamiento se usó inicialmente como respaldo a la generación de electricidad con recursos renovables “variables” o difíciles de



controlar como el aire (eólicas), el sol (solares), u otros. Sin embargo, hoy en día, el almacenamiento de electricidad también está siendo usado para la prestación de servicios como la RPF en diversos países.

Los diferentes sistemas y métodos de almacenamiento, permiten esencialmente que la energía de las fuentes variables se transforme en otra forma de energía para que sea almacenada cuando se produzca un exceso en la generación y que luego permita transformarla nuevamente para suministrar energía cuando le sea requerido. Los diversos sistemas existentes como los ultracapacitores, bombeo hidráulico, aire comprimido, volantes de inercia (flywheels) y baterías entre otros, se ven restringidos ante variables técnicas y económicas que los limitan a funcionamientos en escalas específicas. El almacenamiento por baterías o BESS (Battery Energy Storage System) es uno de los sistemas que posee la mayor flexibilidad en cuanto a la respuesta de carga y descarga, además de tener altos niveles de eficiencia. Estos corresponden a un conjunto de celdas conectadas en serie, paralelo, o ambas configuraciones a la vez. Las cuales tienen la capacidad de almacenar la energía en forma electroquímica.

Actualmente en el Perú, se encuentra en proceso de evaluación, la pre-operatividad de bancos de baterías BESS conectados al sistema a través de la C.T. Ventanilla; para que a través de ellos dicha central pueda brindar el servicio de RPF que le corresponde. Este nuevo escenario, donde las unidades de generación de una central cumplen su obligación de servicio de RPF a través de un banco de baterías o cualquier otra tecnología de almacenamiento asociada a su instalación, no se encuentre previsto de manera expresa en el actual PR-21; por lo que, es necesario su incorporación y tratamiento.

Sobre aquellas URS que deseen asumir la delegación de otra central

Al respecto, el actual procedimiento no hace mención alguna. Es por ello que el COES, mediante documento DO-045-2017, estableció que todas aquellas URS calificadas para la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) no podrán asumir la delegación del servicio de RPF; mientras que, éstas se encuentren realizando el servicio de RSF bajo control del AGC del COES. Ello en atención a que la metodología establecida en el actual procedimiento no contemplaba el tratamiento específico para la evaluación de aquellas URS que brindan el servicio de RPF por otras unidades de generación.

3.2.2 Perfeccionamiento de la evaluación del cumplimiento

Mecanismo de Evaluación

La metodología para la evaluación de cumplimiento de aquellas unidades de generación que delegan el servicio de RPF, así como de las unidades encargadas, no se encuentra reguladas expresamente en el procedimiento vigente, lo que lleva a que se puedan formar diferentes interpretaciones.

Evaluación a unidades de generación que brindan el servicio de RSF

El modelo de primer orden utilizado para la Evaluación en estado normal de Cumplimiento del Servicio de RPF del vigente procedimiento incluye los principales parámetros del regulador de velocidad de una unidad de



generación para la regulación primarla de frecuencia, los cuales son: estatismo (%), banda muerta (mHz) y constante de tiempo relacionada al tiempo de establecimiento (s). Estos parámetros, junto a la potencia de referencia de generación, se estiman mediante una metodología de mínimos cuadrados.

La aplicación de esta metodología es válida para representar, mediante el modelo de primer orden descrito en el vigente procedimiento, la producción de generación de una unidad de generación en modo "Droop", cuando tiene una potencia de referencia de generación constante. Para el caso de las unidades que brindan el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF), estas reciben del AGC del COES constantemente consignas de generación (señal Setpoint) mientras brindan el servicio con el fin de corregir la frecuencia del SEIN a 60 Hz. Esto conlleva a que, si una unidad de generación brinda el servicio de forma continua durante todo el día, no se pueda encontrar un periodo de evaluación con una potencia de referencia de generación constante.

Evaluación de cumplimiento para tecnologías de almacenamiento de energía

En el procedimiento vigente no se especifica cómo se realizará evaluación de cumplimiento del servicio de RPF para tecnologías de almacenamiento de energía por baterías (BESS por sus siglas en inglés).

Una muestra aleatoria para la evaluación de cumplimiento del servicio de RPF

Para encontrar el periodo de evaluación, se escoge un periodo aleatorio de cinco (05) o cuatro (04) minutos del día y luego se verifica que se cumplan ciertas condiciones en la potencia y la frecuencia medida de cada unidad de generación, con la finalidad de obtener un periodo en que la unidad en evaluación se encuentre bajo una misma potencia de referencia de generación y se pueda evaluar la capacidad de la unidad a subir y bajar su producción de generación, según las desviaciones en la frecuencia. Sin embargo, al ser la prestación del servicio de RPF segundo a segundo, resultaría insuficiente el tener una única muestra de cuatro (4) o cinco (5) minutos sometida a evaluación.

Penalidad por Inconsistencia de información

Según el procedimiento vigente, los registros remitidos serán evaluados según la metodología especificada en el Anexo 2 del procedimiento vigente. En caso las unidades de generación a ser evaluadas hubiesen obtenido un acumulado de treinta (30) días con datos calificados como inconsistentes en los dos (02) meses anteriores al mes de evaluación, los días del mes de evaluación en que las unidades de generación obtengan una calificación de datos inconsistentes, serán considerados como incumplidoras.

Según lo expuesto, debido al tiempo prolongado de evaluación para que un generador sea calificado como incumplidora, ocasiona que los titulares de las unidades de generación que remiten información inconsistente no tomen las medidas correctivas inmediatamente, obteniéndose registros de



baja calidad y precisión, hasta que se realicen las medidas correctivas correspondientes por parte de los titulares de las unidades de generación.

Cabe mencionar que los registros de mediciones de potencia y frecuencia remitidos son el principal insumo utilizado por el COES para la evaluación de unidades de generación por medio de un modelo de primer orden y el posterior cálculo de las magnitudes de los aportes para RPF que entregaría cada unidad de generación frente a una desviación de frecuencia que agote la RPF, por ende, si se tienen mediciones de mala calidad y precisión, se pueden obtener resultados poco confiables.

Exigencia de la prestación del servicio de RPF a unidades de generación

El procedimiento vigente exige a las unidades de generación que la RPF debe comenzar a ser aportada en los 5 primeros segundos y llegar a su valor de aporte antes de los 30 segundos después de ocurrido un evento que ocasione un déficit de generación, el aporte debe ser sostenido por un tiempo de 30 segundos adicionales, posteriormente el aporte puede descender 15% y debe ser sostenido por un tiempo de 10 minutos.

Sin embargo, de la experiencia obtenida en el tiempo de vigencia del actual PR-21, se ha evidenciado que existe un conjunto de unidades de generación que pueden entregar la reserva requerida para la función de RPF pero en un tiempo mayor a los 30 segundos requeridos. Así, bajo la aplicación del PR-21 vigente, este conjunto de unidades de generación, ha preferido asumir el cargo por incumplimiento antes que realizar los ajustes necesarios en sus unidades de generación, aun cuando podrían cumplir de manera parcial el servicio de RPF.

3.2.3 Problemas de respuesta inadecuada de centrales durante la prestación del servicio de RPF que introducen perturbaciones en la frecuencia

El actual procedimiento indica que la potencia asignada a una unidad de generación para RPF debe comenzar a ser aportada en los 5 primeros segundos y llegar a su valor de aporte asignado antes de los 30 segundos después de ocurrido un evento.

Con la experiencia obtenida de la aplicación del PR-21 vigente, se ha evidenciado que existen unidades de generación que han realizado ajustes a sus reguladores para brindar el servicio de RPF en un tiempo corto y menor al tiempo establecido de 30 segundos.

Estos ajustes erróneos en el regulador de velocidad, podrían llevar a tener respuestas a la variación de frecuencia extremadamente rápidas y, si bien esta rápida respuesta es en primera instancia beneficiosa para el SEIN, se podrían dar casos en los cuales las respuestas excesivamente rápidas conduzcan a las unidades de generación a presentar oscilaciones poco amortiguadas y en el peor de los casos, resultando, que la potencia y la frecuencia de la unidad de generación se encuentren en fase.

Evaluando la calidad del servicio de RPF de algunas unidades de generación ante fallas, se ha evidenciado que alguna de ellas tiene una respuesta inicial excesivamente rápida que derivan en respuestas



oscilatorias, con una potencial afectación a la calidad de frecuencia del SEIN.

3.2.4 Liquidación del cargo por incumplimiento incompleto y asociado a otro procedimiento

El procedimiento vigente tiene un mecanismo de incentivo económico al cumplimiento de la prestación del servicio de RPF, mecanismo al cual se le han identificado las siguientes deficiencias:

La liquidación de los cargos por incumplimiento permite la generación de saldos que no están claramente definidos como liquidar

A la fecha los saldos de los cargos por incumplimiento, son adicionados a los cargos por incumplimiento del mes siguiente. Sin embargo, debido a la estructura del mecanismo de distribución del cargo por incumplimiento entre las unidades favorecidas por este incentivo considera un límite para la cantidad distribuida, mes a mes se han generado saldos que incrementan el monto sin liquidar. Es necesario complementar la regulación en este aspecto.

La magnitud del cargo no es predecible y está asociado al costo del servicio de RSF

El procedimiento vigente establece que el cargo por incumplimiento se determina en función al costo del servicio de RSF. Este costo depende de variables cuyo resultado es medianamente volátil lo cual no establece una señal apropiada para su fin, que es ser un incentivo al cumplimiento del servicio de RPF. De un análisis de cargo unitario por incumplimiento se obtuvieron los siguientes resultados:

Como se observa en el gráfico anterior, no existe una tendencia definida para este cargo lo cual difícilmente se convierte en una señal para las unidades que incumplen el servicio de RPF.

La liquidación del cargo por incumplimiento está enlazada a la liquidación de otro servicio complementarlo

El cargo por incumplimiento al servicio de RPF en el que incurren las unidades de generación es liquidado junto con la liquidación del servicio de RSF. Asimismo, la existencia del saldo del cargo mensual descrito anteriormente genera un vínculo temporal entre liquidaciones de meses consecutivos. Estas dos características mantienen las liquidaciones de servicios complementarios indefinidas cuando se presenta un recurso de



reconsideración a algún extremo de la evaluación del servicio de RPF. Esto resta seguridad jurídica a los resultados emitidos por el COES.

3.3. Propuesta del nuevo PR-21 Considerando los aspectos objeto de revisión a los que se refiere el numeral 3.2 del presente informe, y el análisis de los comentarios al proyecto publicado mediante Resolución N° 227-2019-OS/CD (Anexo A), se propone el proyecto del nuevo PR-21 que se desarrolla en el Anexo B, habiéndose realizado modificación respecto a la prepublicación en los siguientes temas:

Se aclara y define mejor el uso de terminologías del numeral 3.3 incorporándose la definición de Grupo y Central, la cual es utilizada a lo largo del nuevo procedimiento.

Se reemplaza el término Tiempo de Respuesta (TR) por el término Tiempo de Aporte (TA), ya que dicho término corresponde al tiempo máximo disponible para aportar el total de la reserva para RPF; por lo que el término TR podría ser confundido con la terminología utilizada en el ámbito matemático de la teoría de control de modelos dinámicos.

Se incorpora al numeral 10 el contenido del informe que sustente la imposibilidad técnica para realizar la RPF.

Numeral 5.5 se precisa los estudios e informes que debe emitir el COES y su periodicidad; asi como las responsabilidades del COES en la determinación del Factor de Cumplimiento (Fac) y el Tiempo de Aporte (TA).

Se incluye que para cada día en el que una Central o Grupo resulte con datos calificados como inconsistentes, la evaluación de cumplimiento del servicio de RPF se realizará con la frecuencia del SEIN.

Se precisa la Segunda Disposición Transitoria, relacionada a las URS que posean mando centralizado del AGC, para que, durante el periodo de implementación de los registros de información de las consignas de potencia por Grupo, las URS sean evaluadas como Central.

Se reemplaza el término Costo Unitario de Reserva Rotante para la regulación (CUR) por el término Costo de Oportunidad Unitario de Reserva Rotante para la Regulación (COR), con la finalidad de evitar interpretaciones erróneas.

Se incluye la posibilidad de la entrega por parte del Generador de un Modelo de Planta del Grupo o Central para la evaluación de la prestación del servicio de RPF, el cual represente el sistema físico de manera más completa, cuando un Grupo o Central no se ajusta al modelo de primer orden o Modelo estándar, para lo cual el Generador adjuntará el sustento técnico respectivo.

Se establece que el COES emitirá una Nota Técnica para la Aplicación de la Evaluación del Cumplimiento de la RPF, para definir el Modelo estándar aplicable según el tipo de tecnología del Equipo para RPF utilizado.



Se establece un nuevo valor de COR (antes CUR) igual a 2250 S//MWh-día.

Se incluye la exigencia que debe tener el sistema de medición a los Equipos para RPF.

.



4. Conclusiones

Conforme a lo sustentado en el presente informe, se recomienda proceder a la publicación del nuevo PR-21, considerando lo señalado en los capítulos precedentes del presente informe, y de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento COES y la Guía.

Asimismo, en el Anexo B del presente informe se muestra la propuesta del nuevo PR-21, que contiene las modificaciones señaladas en el numeral 3.2 del presente informe.

[sbuenalaya]

/pch/jf



Anexo A



Análisis de la Opinión del COES sobre los comentarios recibidos por la publicación del

Proyecto del Nuevo PR-21

1. Comentario de Enel

1.1. Comentario 1

Comentario General

Los servicios complementarios, entre los que se encuentran la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF), son servicios que se otorgan al sistema interconectado nacional, con la finalidad de cubrir alguna necesidad relacionada con la seguridad, confiabilidad o calidad del suministro. En ese sentido, se requiere que las unidades de generación adecúen sus activos para atender determinado requerimiento, que puede cambiar en el tiempo.

Enel respalda el proyecto de procedimiento en el sentido que el mismo pretende incorporar mecanismos competencia para brindar el servicio de RPF, lo cual impactará en una mejora de la calidad y optimizará la gestión de los recursos.

No obstante lo anterior, considera que en tanto los servicios complementarios buscan atender necesidades del sistema que en su mayoría son causadas por la demanda, sus costos deben ser asignados a la demanda en aquella proporción que le corresponda ser atribuida, en base a una evaluación técnica y económica. En tal virtud, creemos que debe impulsarse la creación de un mercado de servicios complementarios cuyas prestaciones sean pagadas por la demanda, pero que deriven de esquemas de competencia que son los que generarán beneficios en precio y calidad para la demanda en particular y el sistema eléctrico en general.

Un aspecto relevante de la propuesta objeto de comentario es que promueve la creación de un mercado del servicio de RPF entre centrales Delegantes y centrales Encargadas. Sin embargo, este objetivo parece que no es coherente con las restricciones que se colocan tanto a las centrales delegantes (justificar la imposibilidad técnica) como a las centrales encargadas (no podrán exceder el margen de reserva asignado más un delta). Esto trae como consecuencia que el mecanismo creado no alcance un nivel de eficiencia y competitividad óptimo.

Opinión del COES

Respecto a lo manifestado por Enel relacionado a la creación de un mercado de servicios complementarios cuyas prestaciones sean pagadas directamente por la demanda (cargo tarifario), COES menciona que ese tema escapa al alcance de un procedimiento técnico del COES como es el PR-21, no pudiendo ser normado en el mismo.

Por otro lado, respecto a la propuesta de la creación de un mercado del servicio de RPF entre Delegantes y Encargadas, el COES reitera lo indicado en el documento de “Opiniones y Sugerencias al proyecto de modificación el procedimiento Técnico COES N° 21”. En dicho documento, evidencia que Osinergmin había restringido la capacidad del Equipo para RPF en su definición, indicando que este equipo no podría exceder el margen de reserva para RPF asignada a un Grupo, más un margen de 5%



(variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.

Al respecto, reitera que la propuesta de COES, fue mejorar el esquema de cumplimiento y delegación del servicio de RPF, ya que este mecanismo actualmente se encuentra en funcionamiento con el vigente PR-21. En contraposición, la propuesta de Osinergmin, respecto de la capacidad máxima de los Equipos para RPF, limitaría la opción de delegar el servicio a un tercero, contraviniendo la versatilidad en la delegación del servicio que fue pilar fundamental de la propuesta del COES.

En ese sentido, considera que la restricción establecida por Osinergmin respecto a la máxima capacidad para el Equipo para RPF con una holgura de ±5%, resulta inconsistente con el tiempo de vida que podría tener este tipo de equipos y las variaciones anuales que podrían tener los porcentajes de RPF durante todo ese tiempo.

Si tomamos de manera referencial un banco de baterías, estos equipos poseen aproximadamente un tiempo de vida de 10 años, lo cual quiere decir que, en caso algún Generador optase por realizar una inversión en estos equipos, deberá realizarlo en un marco de porcentajes de RPF variables y desconocidos para los próximos 10 años, más un margen de ±5%; lo cual podría devenir en una sobre inversión (invertir en un equipo con mayor capacidad de la necesitará) o en una sub inversión (invertir en un equipo que puede que, en algún momento de su vida útil, resulte insuficiente para cubrir las necesidades del Generador).

En la propuesta de PR-21 que realizó el COES, consideró adicionar el concepto de Equipo para RPF, equivalente a una banda de regulación de ± 20MW, valor que se tomó considerando el tamaño más grande de unidades de generación del sistema. Sin embargo, COES entiende que la propuesta de Osinergmin contempla aquellos casos en los que un Equipo para RPF, sea utilizado por toda una central para brindar el servicio de RPF. En ese sentido, de manera conciliadora, sugiere tengan a bien considerar la siguiente redacción:

“3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

3.3 (…)

Equipo para RPF: Equipo para RPF: Equipo que pertenece a una Central y/o

unidad Grupo de generación, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF

según lo establecido en el presente procedimiento. La capacidad máxima

permitida para este equipo será el mayor valor entre el Este equipo no podrá

exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de

generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para

la RPF), y una banda de regulación para RPF de ±20MW. El Equipo para RPF

debiendo deberá ser instalado encontrarse obligatoriamente dentro de las

instalaciones físicas de la central.”

Análisis de Osinergmin

La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) -Decreto Ley No. 25844-, dispone que el servicio de electricidad sea prestado con la “calidad” exigida en los contratos de suministro o en las normas aplicables. El artículo 64 del Reglamento de la LCE (RLCE) –Decreto Supremo No. 009-93-EM-, impone a los concesionarios y titulares



de autorizaciones de generación, distribución y transmisión, la obligación de “garantizar la calidad, continuidad, y oportunidad del servicio eléctrico, cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnica correspondiente”.

Según la NTCSE (Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos), el Suministrador es el responsable de prestar, a su Cliente, un servicio con un nivel de calidad satisfactorio. Las variaciones de “frecuencia” que superan los rangos establecidos, afectan la Calidad del Producto y podrían afectar también la Calidad del Servicio de electricidad, por lo que, la Regulación de Frecuencia es responsabilidad de los Suministradores de energía eléctrica y no de la Demanda. En dicha línea, según el numeral 6.2 de la NTCOTRSI (Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados), la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) debe ser prestada obligatoria y permanentemente por todas las centrales de generación cuya potencia sea mayor a 10 MW, con excepción de las centrales de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz.

De acuerdo a lo señalado, para poder asignarle a la demanda parte de los costos por el servicio de RPF, como plantea ENEL, se tendría que modificar la LCE, el RLCE, la NTCSE y la NTCOTR, respecto a la responsabilidad por la calidad del servicio de electricidad. Ahora bien, mediante una resolución de OSINERGMIN no es posible modificar dichas normas de superior jerarquía jurídica, además, dichas modificaciones exceden las competencias normativas atribuidas a OSINERGMIN. Por lo que, no se analizará la primera parte de la propuesta de ENEL.

Respecto al sustento de la propuesta del COES de modificar la definición de Equipo para RPF, se tiene las siguientes pautas:

- Sobre el dimensionamiento del Equipo para RPF, la propuesta de Osinergmin no limitaría la opción de delegar el servicio a un tercero, ya que la delegación puede ser asumidas con las mismas unidades de generación, tal como sucede actualmente.

- Sobre la vida útil de los Bancos de Baterías, este concepto que el COES aduce para que el dimensionamiento del Equipo para RPF sea como mínimo ±20 MW, se contradice con el sustento descrito en la página 20 del Informe Técnico con la absolución de observaciones efectuadas por Osinergmin, a la Propuesta de modificación del Procedimiento Técnico N° 21 "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”, remitido mediante carta COES/D-968-2019, en el cual se basa en la unidades de generación más grandes del SEIN y el porcentaje promedio asignada para la RPF.

- Sobre el riesgo de inversión en un banco de baterías debido a la incertidumbre del porcentaje de RPF asignado, el Generador puede recurrir al COES ya que es el encargado de proponer el valor del % de RPF necesario para el SEIN. Asimismo, la metodología para definir el porcentaje de RPF está descrito en el Anexo 1 del PR-21.

Por lo tanto, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21 debido al presente comentario de Enel, ni por la opinión del COES.

1.2. Comentario 2

Solicita colocar el término unidad de generación en mayúscula

Sustento



Este término está definido en el Glosario de términos del COES, por lo que debe ir en mayúscula.

Opinión del COES

Considera la propuesta improcedente.

El término “unidad de generación” utilizada en la propuesta de modificación del PR-21 es de carácter general que no se ajusta a la definición rigurosa del Glosario de términos del COES.

Sin embargo, con la finalidad de aclarar el uso de las terminologías, se incorpora la definición de Grupo y Central. Cabe mencionar que para mayor comprensión de la propuesta de modificación del PR-21, esta terminología será utilizada a lo largo del presente documento.

Propuesta de modificación al proyecto PR-21:

Ver Numeral 3.3 de propuesta de modificación del PR-21 anexa al presente documento.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el numeral 3.3 del nuevo PR-21 quedará redactado de la siguiente manera:

“3.3 Para la aplicación del presente procedimiento, los siguientes términos en singular o plural que se inicien con mayúscula tienen el significado que se indica a continuación:

Grupo: Para el caso de las Unidades de generación térmica, se refiere al arreglo motor primo y generador. Para el caso de aquellas unidades que funcionen con fuente hidráulica, se refiere al arreglo turbina y generador.

Central: Corresponde al conjunto de Grupos que comparten una instalación física.

Delegante: Aquel Grupo o Central que brinda el servicio de RPF a través de otro Grupo o Central; siempre que la causa sea una imposibilidad técnica debidamente sustentada.

Encargada: Aquel Grupo o Central que brinda el servicio de RPF por otro

Grupo o Central.

Equipo para RPF: Equipo que pertenece a un Grupo o Central, y que es

utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente

procedimiento. Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF

asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5%

(variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse

obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.”

1.3. Comentario 3

Dado que el nuevo PR-21 requiere que las unidades y/o centrales de generación configuren nuevos parámetros en los reguladores de velocidad, se solicita agregar una Disposición Transitoria que otorgue un periodo de 12 meses para la implementación de los nuevos ajustes.



Sustento

Para modificar el Tiempo de Respuesta (TR) en los modelos de reguladores de velocidad se requiere la presencia de personal especializado que viene del extranjero; asimismo, se requiere realizar pruebas de otros ajustes al control del regulador a fin de garantizar la respuesta solicitada por el COES.

Adicionalmente, se debe tener en cuenta los periodos de aprobación logística, acreditación, confirmación de proveedores, disponibilidad para las pruebas en campo; así mismo la disponibilidad del personal.

Opinión del COES

Sugiere no aceptar la propuesta la disposición transitoria propuesta por el agente. Adicional a ello y para mayor comprensión, sugiere modificar el nombre del término TR.

Antes de entrar en materia cabe precisar que el término tiempo de respuesta (TR) podría ser confundido con la terminología utilizada en el ámbito matemático de la teoría de control de modelos dinámicos, por ello consideramos conveniente reemplazarlo por el término Tiempo de Aporte para RPF (TA).

Se debe aclarar que el TA propuesto por el COES en su propuesta de modificación, es de 60 segundos, como tiempo máximo disponible para aportar el total de la reserva para RPF. En caso existiesen generadores configurados para entregar el servicio en menos tiempo, estos no requieren una configuración adicional, por lo tanto no existe la necesidad de plazo alguno para su adecuación.

Con motivo del cambio de terminología TR por el TA, sugiere tengan a bien considerar la siguiente:

Modificar el numeral 9.1 según la opinión del COES al Comentario 8.

“9.2 …

“a) … y llegar a su valor de aporte antes del tiempo de respuesta TR Tiempo

de Aporte para RPF (TA)...”

“b) A partir del tiempo de respuesta TR tiempo de aporte TA más treinta (30)

segundos, ...”

“c) La siguiente figura resume lo expresado en los literales a) y b) previos.”

Asimismo, es necesario incluir la variable TA en los Anexos del PR-21, para guardar coherencia.

“Anexo 1



Numeral 1

1.1 Se fija en 59,9 Hz el valor límite inferior de la frecuencia en estado cuasi estable que debe alcanzarse en el sistema después del tiempo TA30 segundos de ocurrido un Evento.”

Numeral 3

3.1 … después de transcurridos el tiempo TA 30 segundos de ocurrido el Evento, el valor de la frecuencia cuasi estable según lo indicado en el numeral 1.1 del presente anexo…”

Numeral 4

4.2 (…). El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados

para alcanzar, después de transcurridos el tiempo TA 30 segundos de

ocurrido el Evento …”

Anexo 3

Numeral 3

(…) se calcula el aporte de potencia a los 30 segundos en el Tiempo de

Aporte para RPF TA (ΔPo) para un escalón de variación de frecuencia (...)”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, se sugiere reemplazar el término Tiempo de Respuesta (TR) por Tiempo de Aporte (TA) en el proyecto del nuevo PR-21. Asimismo, en los Anexos 1 y 3, se debe reemplazar el TA por 30 segundos, ya que es el nuevo tiempo que la frecuencia debe recuperarse a 59,9 Hz.



En consecuencia, se deben modificar los numerales 9.1 y 9.2.

Sobre el numeral 9.1, ver Análisis de Osinergmin al Comentario 8 de Enel.

Sobre el numeral 9.2, las literales a), b) y c) quedarán redactados de la siguiente manera:

“a) (…) y llegar a su valor de aporte antes del TA (...).

b) A partir del TA más treinta (30) segundos,(...).

c) La siguiente figura resume lo expresado en los literales a) y b) previos.

”

Asimismo, es necesario reemplazar la variable TA por TR en los Anexos 1 y 3 del proyecto de PR-21.

Anexo 1

“1.1 Se fija en 59,9 Hz el valor límite inferior de la frecuencia en estado cuasi estable que debe alcanzarse en el sistema después del TA de ocurrido un Evento.”

“3.1 (…) después de transcurrido el TA de ocurrido el Evento, el valor de la frecuencia cuasi estable según lo indicado en el numeral 1.1 del presente anexo (…).”

“4.2 (…). El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurrido el TA de ocurrido el Evento (…).”

Anexo 3

“3. Evaluación del aporte de potencia para RPF

(…) se calcula el aporte de potencia en el TA (ΔPo) para un escalón de

variación de frecuencia (...).



”

1.4. Comentario 4

Numeral 3.3

Solicita modificar el texto, de acuerdo a lo siguiente:

“Delegante: Aquella central y/o unidad de generación que brinda el servicio de RPF a través de otra central y/o unidad de generación; siempre que la causa sea una imposibilidad técnica debidamente sustentada.”

Sustento

Promover un esquema de mercado en lugar de un esquema técnico para la delegación de RPF permitirá que se cumpla de mejor manera con el margen de reserva necesario de RPF, evitando que, por ejemplo, los Generadores prefieran no brindar el servicio de RPF por motivos económicos.

Opinión del COES

De acuerdo con la propuesta del Enel, sustenta su conformidad con la opinión del COES sobre el Comentario 1 de Enel.


Término “Delegante” en el numeral 3.3.

“Delegante: Aquel Grupo o Central Aquella central y/o unidad de generación que

brinda el servicio de RPF a través de otro Grupo o Central. otra central y/o

unidad de generación; siempre que la causa sea una imposibilidad técnica

debidamente sustentada.”




El sustento del comentario presentado por ENEL no es suficiente, debido a que, ante un evento el comportamiento del SEIN es ampliamente mejor cuando la respuesta de la RPF es asumida debidamente por las centrales que se encuentran operando en ese instante, conforme a lo ordenado por el COES, lo que puede no suceder con las centrales que asumen el servicio de RPF por delegación. En tal sentido, mantener el esquema técnico para la delegación de RPF, permitirá que se cumpla de mejor con dicho servicio. En ese contexto, la delegación sólo puede aplicarse siempre que la Delegante demuestre su imposibilidad técnica, para lo cual el Delegante deberá presentar un informe que confirme la imposibilidad técnica para realizar la RPF, con un contenido mínimo.

Por lo tanto, corresponde precisar el contenido mínimo del informe que sustente la imposibilidad técnica para realizar la RPF, lo cual será incorporado como numeral 10.1 con relación a la delegación del servicio, quedando redactado de la siguiente manera:

“10.1 Para delegar el servicio de RPF, la Delegante deberá presentar un informe que sustente la imposibilidad técnica para realizar la RPF, con el siguiente contenido mínimo:

a) Presentar el estatismo permanente del lazo automático de control de velocidad.

b) Presentar la máxima banda muerta del controlador de velocidad.

c) Presentar el tiempo de establecimiento del lazo de control de frecuencia, y el gradiente de toma de carga, frente a escalones en la consigna de frecuencia o potencia.

d) Evaluar el amortiguamiento del lazo de control de velocidad en todos los modos posibles de operación.

e) Mostrar la capacidad de tomar o reducir carga, en forma automática, por acción del controlador de velocidad de su máquina motriz ante las variaciones de frecuencia presentadas en el SEIN.

f) Para el caso de unidades generadoras impulsadas por turbinas de gas, se deberá evaluar la respuesta del sistema de control velocidad-potencia de la máquina motriz y del lazo de control de temperatura, frente a una señal en la consigna de frecuencia que simule un importante y abrupto descenso de la frecuencia.

g) Identificar y registrar las magnitudes y parámetros principales que permiten “homologar” el modelo del Controlador de velocidad.

h) Determinar la inercia mecánica del conjunto generador-máquina motriz.”



1.5. Comentario 5

Numeral 3.3


“Equipo para RPF: Equipo que pertenece a una central y/o unidad de generación, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.”

Sustento

Establecer una limitación en la capacidad instalada del Equipo para RPF no debe estar incluido dentro del ámbito del PR-21; cualquier limitación en las instalaciones del SEIN debe ser tratada técnicamente en estudios previos establecidos en el PR-20.

Adicionalmente, según lo indicado en el numeral 5.5 a) de la propuesta, el COES calculará una magnitud máxima de la RPF delegada entre las unidades y/o centrales de generación por áreas, por lo cual ya no es necesario colocar restricciones adicionales en la capacidad del Equipo para RPF. En general la limitación establecida debe ser únicamente de carácter operativo.

Finalmente, una restricción como la planteada, podría ser un desincentivo a inversiones eficientes que puedan hacer los agentes, a su riesgo, con la finalidad de prestar el servicio de RPF u otro que pueda surgir más adelante y que beneficie al sistema en general.

Opinión del COES

De acuerdo con el agente. Ver opinión del COES al Comentario 1 de Enel.


Para fines del presente procedimiento técnico, la limitación del numeral 3.3, respecto a los Equipos para RPF, se considera adecuada, dado que el objetivo del presente procedimiento corresponde la incorporación de Equipos para RPF exclusivamente para la regulación primaria de frecuencia. Sobre otros usos, de por ejemplo Baterías, no corresponde el alcance del presente procedimiento.

Por lo tanto, el proyecto del nuevo PR-21 no debe ser modificado por el presente comentario.

1.6. Comentario 6

Numeral 3.3

Se solicita incluir en el numeral 3.3 la definición “Tiempo de Respuesta” (TR).

El tiempo de respuesta (TR): exigido para la entrega de la reserva asignada.

Sustento



El tiempo de respuesta (TR) es un parámetro que viene configurado de fábrica y no permite ser configurable por los Generadores; realizar una modificación de este tipo implicaría una gestión técnica y económica adicional.

En caso se presente un cambio muy relevante en el SEIN, el COES podría solicitar la modificación del procedimiento con la finalidad de adecuar los requerimientos, así como los incentivos.

Opinión del COES

Sugiere no aceptar la propuesta del agente.

Cabe mencionar que el significado del parámetro “TA”, ya se encuentra indicado en el literal a) del numeral 9.2 de la propuesta del procedimiento.

Sobre lo sustentado por el agente en referencia al TA, ver opinión del COES al Comentario 3 de Enel y la respuesta al Comentario 1 de Engie.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el proyecto del nuevo PR-21 no debe ser modificado por el presente comentario.

1.7. Comentario 7

Numeral 5.2


Reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF de las unidades de generación.

Sustento del Agente

Precisar la periodicidad de entrega del producto.

Opinión del COES

Concuerda con el cambio sugerido por el Agente. En concordancia con lo descrito, se propone modificar los numerales 5.1, 5.2 y 6.2.


Numeral 5.1

“5.1 Reporte preliminar semanal del cumplimiento del servicio de RPF de los Gruposlas unidades de generación. Incluye la evaluación de consistencia de datos.

Numeral 5.2

“5.2 Reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos. las unidades de generación.”

Numeral 6.2

“6.2 La versión preliminar mensual del reporte de cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos las unidades de generación, deberá será emitido el tercer día calendario de haber culminado el mes de valorización.”




De acuerdo con el comentario. Por lo tanto, los numerales 5.1, 5.2 y 6.2 del proyecto del nuevo PR-22 quedarán redactados de la siguiente manera:

“5.1 Reporte preliminar semanal del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos. Incluye la evaluación de consistencia de datos.

5.2 Reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos.”

“6.2 El reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos, deberá será emitido el tercer día calendario de haber culminado el mes de valorización.”

1.8. Comentario 8

Numeral 5.5

Solicita precisar las premisas y metodologías que se utilizarán para los estudios anuales indicados en los literales a), c) y d).

Asimismo, modificar el numeral de acuerdo a lo siguiente:

5.5 Estudio anual donde determina: cuando corresponda:

a) La magnitud máxima de reserva potencia de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES.

Adicionalmente, se solicita eliminar el siguiente literal:

d) El tiempo de respuesta (TR) exigido para la entrega de la reserva asignada.

Sustento

Los estudios anuales que describe el numeral 5.5 en sus literales a), c) y d) deben quedar claramente establecidos y se debe conocer las metodologías implicadas, tal y como se ha previsto para el literal b) respecto al CUR.

Asimismo, se debe verificar que con los ajustes propuestos no se generan oscilaciones en el SEIN como se han estado dando en años anteriores.

Asimismo, en los estudios anuales a pesar de no requerir actualizar alguno de los parámetros, debe contener la información actualizada adjuntando los análisis correspondientes.

El tiempo de respuesta (TR) es un parámetro que viene configurado de fábrica y no permite ser configurable por los Generadores; realizar una modificación de este tipo implicaría una gestión técnica y económica adicional.

En caso se presente un cambio muy relevante en el SEIN, el COES podría solicitar la modificación del procedimiento con la finalidad de adecuar los requerimientos, así como los incentivos.

Opinión del COES

En lo que respecta a la modificación en la redacción del literal a) del numeral 5.5, sugiere aceptar lo propuesto por el agente.



Respecto a las demás modificaciones propuestas por el Agente se sugiere ver la Opinión del COES al Comentario 3 de Enel.

En este sentido y para mayor comprensión, se sugiere la modificación del numeral 5.5.


“5.5 Estudio anual donde determina, cuando corresponda: Estudios o informes complementarios para el funcionamiento y mantenimiento del servicio de RPF:

a) Estudio que sustenta la magnitud máxima de reserva potencia de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES. Este estudio tendrá periodicidad anual.

b) Informe que sustenta la actualización del Costo de Oportunidad de la Unitario de Reserva Rotante para RPF (CURCOR1) según los considerandos establecidos en el Anexo 4.

c) Informe que sustenta la actualización del Factor de Cumplimiento (FaC) según los considerandos establecidos en el numeral 13.1 del presente procedimiento. Este informe se realizará con una periodicidad anual.

d) Estudio para determinar El tiempo de respuesta (TR) el Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega de la reserva asignada. El referido estudio será actualizado cada cuatro años.”

Así mismo, debido a la modificación del numeral 5.5 es necesario modificar la modificación de los numerales 6.6 y 7.1 h). La redacción quedaría de la siguiente manera:


Numeral 6.6

“6.6 El estudio anual Los estudios o informes complementarios señalados en el

numeral 5.5 serán publicados antes del 30 de noviembre del año

correspondiente.”

Literal h) del numeral 7.1

Ver propuesta de modificación en la opinión del COES al Comentario 14 de Enel.

Literal j) y k) del numeral 7.1

“j) Determinar el valor del FaC según lo detallado en numeral 13.1 del presente

procedimiento.”

“k) Determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA) según el numeral 5.5 del

presente procedimiento”

En lo referido a metodología para los cálculos de los productos de los literales a), c) y d) del numeral 5.5, manifiesta que:

1 El termino COR es una propuesta que reemplaza al término CUR según el opinión del COES al Comentario 4 de Termochilca.



La magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN tiene como principios que esa delegación no debe comprometer la seguridad del sistema, así mismo, el comportamiento de la frecuencia no debe alejarse de la respuesta esperada en el caso sin delegación. El soporte de los criterios usados para definir la magnitud máxima a delegar será especificado en el informe que sustente el cálculo de esta magnitud.

El criterio de cálculo del Factor de Cumplimiento (FaC) se encuentra especificado en el numeral 13.1 de la propuesta de modificación PR-21.

Se concuerda con el Agente respecto los recursos necesarios que representa la implementación de los ajustes del tiempo de aporte (TA). Adicionalmente, siendo el TA un parámetro que debe responder a las características del parque generador disponible, resulta poco práctica su actualización anual, ya que en un año el parque generador del SEIN no sufre cambios significativos en el número de generadores, por tanto, la inercia equivalente del sistema para fines prácticos se mantiene inalterable; así, en consecuencia, no sería pertinente una revisión anual del valor de TA. Sin embargo, en un horizonte mayor el parque generador sí podría estar expuesto a cambios significativos, así en la siguiente tabla se muestra que a partir del cuarto año la variación del requerimiento de potencia alcanza el 22%.

En línea con lo expuesto, a efectos de garantizar la calidad de frecuencia del sistema, considera que la actualización del TA sea cada cuatro años.

Finalmente, cabe mencionar que el estudio para determinar el TA, deberá tener el detalle del sustento con el cual se obtiene el valor de TA, el cual considerará sin ser limitante la situación del parque generador y el nivel de calidad de frecuencia que necesitase el sistema.

Según lo indicado en los párrafos anteriores, se sugiere que la redacción del numeral 9.1 de la propuesta de modificación PR-21 sea la siguiente:


AÑO

Maxima

demanda

(MW)

1 año 2 años 3 años 4 años

2019 7 018 2% 6% 8% 12%

2018 6 885 4% 6% 10% 20%

2017 6 596 2% 5% 15% 18%

2016 6 492 3% 13% 16% 23%

2015 6 275 9% 13% 19% 26%

2014 5 737 3% 8% 16% 25%

2013 5 575 5% 12% 22% 29%

2012 5 291 7% 16% 22% 26%

2011 4 961 8% 15% 18%

2010 4 579 6% 9%

2009 4 322 3%

2008 4 199

Promedio 5% 10% 16% 22%

Variación porcentual del requerimiento de

potencia del sistema en:



“9.1 El tiempo de respuesta (TR) Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la

entrega de la reserva asignada será el que defina el COES, bajo su

responsabilidad, en el Estudio anual según el estudio mencionado en el literal

d) del numeral 5.5 del presente Procedimiento.”


Parcialmente de acuerdo con sugerido por el COES, ya que en el caso del estudio indicado en el literal d) del numeral 5.5, y tal como lo afirma el COES en su opinión, no sería pertinente una revisión anual del valor de TA; sin embargo, en un horizonte mayor el parque generador sí podría estar expuesto a cambios significativos, por lo que ante la posibilidad que menciona el COES, sería adecuado considerar al menos un periodo de dos años para la actualización del referido estudio; asimismo, para mayor claridad, se debe de especificar en el literal b) del numeral 5.5, la periodicidad con que se actualice el valor del COR, que si bien al final del Anexo 4 se indica dicha periodicidad, es mejor que se precise también en el texto principal del Procedimiento.

Por lo tanto, se realizará la modificación de los numerales 5.5, 6.1 e incorporación de los literales j) y k) del numeral 7.1, de acuerdo a la siguiente redacción:

“5.5 Estudios o informes complementarios para el funcionamiento y mantenimiento del servicio de RPF:

a) Estudio que sustenta la magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES. Este estudio tendrá periodicidad anual.

b) Informe que sustenta la actualización del Costo de Oportunidad de la Reserva Rotante para RPF (COR2) según los considerandos establecidos en el Anexo 4.El COES actualizará el valor del COR cada cuatro (04) años.


d) Estudio para determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega de la reserva asignada. El referido estudio será actualizado cada dos años.”

“6.6 Los estudios o informes complementarios señalados en el numeral 5.5 serán publicados en la página de internet del COES antes del 30 de noviembre del año correspondiente.”

“7.1 Del COES

(…)

j) Determinar el valor del FaC según lo detallado en numeral 13.1 del presente procedimiento.”

k) Determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA) según el numeral 5.5 del presente procedimiento”

2 El termino COR es una propuesta que reemplaza al término CUR según el opinión del COES al Comentario 4 de Termochilca.



Sobre la modificación del numeral 9.1, se debe considerar valorar que la obligación y responsabilidad del COES es determinante para el buen funcionamiento del SEIN, en ese sentido se debe considerar la siguiente redacción:

“9.1 Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega de la reserva asignada será el que defina el COES, bajo su responsabilidad, según el estudio mencionado en el literal d) del numeral 5.5 del presente Procedimiento.”

1.9. Comentario 9

Numeral 6.5 y Segunda Disposición Transitoria

Solicita eliminar este requerimiento:

“…las URS que hayan brindado el servicio de RSF, deberán remitir los registros de la señal de potencia consigna del AGC (set point) al segundo y/o señales individualizadas y procesadas…”

En el supuesto negado de no aceptar la solicitud anterior, se solicita ampliar el plazo indicado en la Segunda Disposición Transitoria a 01 año.

Sustento

Dado que el COES ya cuenta con esta información, no sería necesario que los Generadores envíen esta información. Implementar un eventual envío de esta información conlleva a que los Generadores tengan que realizar inversiones en el almacenamiento de información y configuración de los sistemas de control y SCADA.

Asimismo, el Set Point de una URS no varía al segundo, por lo que podría presentarse errores en la información reportada por cada generador y/o central, lo cual implicará una revisión posterior del COES.

Opinión del COES

En desacuerdo con el agente.

Al respecto cabe mencionar que la evaluación del cumplimiento de RPF se realiza a cada Grupo de la Central, en ese sentido, el objetivo de la disposición transitoria de la propuesta está dirigida para aquellas URS que poseen un mando centralizado que realiza la asignación interna entre los Grupos que lo conforman a partir de la señal enviada por el AGC del COES. En consecuencia, el COES no posee la información de consigna de potencia de cada Grupo que conforma la URS.

Por lo expuesto, la implementación del sistema de medición que registre los datos de consigna enviados por el mando centralizado a cada Grupo que conforma la URS resulta imperante. En ese sentido, se sugiere otorgar un plazo de seis (06) meses para que el generador implemente lo mencionado, ya que, durante ese tiempo, la evaluación de la RPF para estos Grupos, será según lo establecido en el numeral 8.6 de la propuesta de modificación del PR-21 (Evaluación como central), no pudiéndose ampliar durante más tiempo sin que esto constituya un tratamiento discriminatorio con respecto a aquellas URS que sí poseen registros de sus consignas por unidad.

Sin perjuicio de lo mencionado, se debe tener en cuenta que las empresas pueden solicitar que la evaluación de cumplimiento se realice como Central.




De acuerdo con la opinión del COES respecto al presente comentario. Por lo tanto, el presente comentario no afecta al proyecto del nuevo PR-21.

1.10. Comentario 10

Numeral 7.1 Literal e)


Publicar en su portal de Internet el informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF (este informe debe incluir las evaluaciones de cumplimiento de la RPF de las centrales y/o unidades de generación, Equipos para RPF, áreas representativas, entre otros).

Sustento

El objetivo del procedimiento es evaluar el cumplimiento de las unidades y/o centrales de generación; por lo tanto, la evaluación del cumplimiento de los Equipos para RPF no debería ser parte obligatoria. Por otro lado, se debe especificar la metodología para evaluar el cumplimiento de las áreas representativas.

Opinión del COES

Parcialmente de acuerdo con el Agente.

Dado que el informe mensual de evaluación de cumplimiento del servicio RPF, además de incluir las evaluaciones de cumplimiento de la RPF de los Grupos, podría incluir el listado de Equipos para RPF, las áreas representativas vigentes, entre otros.

Sin embargo, a fin de evitar interpretaciones diferentes, se sugiere mejorar la redacción de la siguiente manera:


Literal e) del numeral 7.1

“Publicar en su portal de Internet el informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF. Este informe mensual debe incluir incluirá las evaluaciones del cumplimiento de la RPF de los Grupos las centrales y/o unidades de generación, Equipos para RPF, y el listado de las áreas representativas del SEIN vigentes determinadas según literal a) del numeral 5.5, entre otros).”


De acuerdo con la opinión del COES al presente comentario, excepto la exclusión de la evaluación de los Equipos para RPF. Por lo tanto, el literal e) del numeral 7.1 del proyecto del nuevo PR-21, quedará redactado de la siguiente manera:

“e Publicar en su portal de Internet el informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF. Este informe mensual incluirá las evaluaciones del cumplimiento de la RPF de los Grupos y/o Centrales y el listado de las áreas representativas del SEIN vigentes determinadas según literal a) del numeral 5.5.”

1.11. Comentario 11

Numeral 6.5

En el supuesto negado que no se acepte el Comentario 9 de Enel, referida al numeral 6.5, solicita modificar el texto de acuerdo a lo siguiente:



“…Esta información no es exigible a aquellas unidades de generación que no operaron durante el día de evaluación y para aquellas URS en los periodos en que no brindaron el servicio de RSF.”

Sustento

Almacenar los registros de AGC implica utilizar una gran cantidad de espacio; para evitar esto se debe precisar que las señales de consigna AGC solo deben ser remitidas en los periodos en que la URS brindó el servicio de RSF.

Opinión del COES

Considera adecuada la solicitud del Agente. Sugiere la siguiente redacción para el PR-21.


“6.5 …Esta información no es exigible a aquellas unidades de generación aquellos Grupos que no operaron durante el día de evaluación. Para el caso de las URS, en aquellos periodos que no brindaron el servicio de RSF, no será exigida la entrega de la potencia consigna de los Grupos que la conforman.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el numeral 6.5 del proyecto del nuevo PR-21 quedará redactado de la siguiente manera:

“6.5 (…) Esta información no es exigible a aquellos Grupos que no operaron durante el día de evaluación. Para el caso de las URS, en aquellos periodos que no brindaron el servicio de RSF, no será exigida la entrega de la potencia consigna de los Grupos que la conforman.”

1.12. Comentario 12

Numeral 9.1


El tiempo de respuesta (TR) exigido para la entrega de la reserva asignada será el que defina el COES por única vez, bajo su responsabilidad y criterios, debidamente justificado. en el Estudio anual mencionado en el numeral 5.5 del presente Procedimiento.

Sustento

El tiempo de respuesta (TR) es un parámetro que debería ser definido por única vez; ya que, al ser ajustado en fábrica, realizar posteriores modificaciones anuales de este parámetro resulta inviable para la gestión técnica, operativa y económica de los Generadores.

Opinión del COES

Ver la opinión del COES a los Comentarios 3, 6 y 8 de Enel.




Ver análisis de Osinergmin a los Comentarios 3, 6 y 8 de Enel. Por lo tanto, el presente comentario no afecta al proyecto del nuevo PR-21.

1.13. Comentario 13

Numeral 7.2 Literal c)


Garantizar la correcta operación y desempeño estable y seguro para el SEIN de sus unidades de generación durante la prestación del servicio de RPF, según lo establecido en el presente procedimiento.

Sustento

Es responsabilidad del COES garantizar a correcta operación y desempeño del SEIN, los generadores son únicamente responsables por la operación de sus unidades. Se entiende que cumpliendo el PR-21 el generador contribuye con la estabilidad y seguridad del SEIN.

Opinión del COES

Se sugiere aceptar parcialmente la sugerencia para lo cual se propone el siguiente texto:


“7.2 …

b) Garantizar la correcta operación, y el desempeño estable y seguro para el SEIN de sus uUnidades de generación Grupos y/o Centrales durante la prestación del servicio de RPF, tal que no afecte o comprometa la seguridad del SEIN, según lo establecido en el presente procedimiento.”

Si bien los agentes son responsables de la operación de Grupos y Centrales, también son responsables que la operación de Grupos y Centrales no comprometa funcionamiento seguro y estable del SEIN.

En atención a lo mencionado por el agente, respecto a que es responsabilidad del COES garantizar la correcta operación del SEIN, el numeral 12.3 establece el proceder del COES cuando evidencie un desempeño inadecuado en la prestación del servicio de RPF tal que comprometa la estabilidad y seguridad del SEIN. Queda claro que el COES posee herramientas para garantizar la correcta operación del SEIN y que, de manera complementaria, los agentes deben garantizar que los ajustes realizados a sus equipos se encuentren en línea con lo establecido por los procedimientos técnicos COES


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal b) -antes c)- del numeral 7.2 del proyecto del nuevo PR-251 quedará redactado dela siguiente manera:

“b) Garantizar la correcta operación, y el desempeño estable y seguro de sus Grupos y/o Centrales durante la prestación del servicio de RPF, tal que no afecte o comprometa la seguridad del SEIN, según lo establecido en el presente procedimiento.”

1.14. Comentario 14



Numeral 7.1 Literal h)


h) Calcular anualmente la magnitud máxima de reserva potencia para RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definidas por el COES.

Los resultados serán comunicados a los integrantes, los cuales tendrán un plazo de 5 días hábiles para hacer de conocimiento de COES sus observaciones. Asimismo, estos resultados serán publicados en la página web del COES. y considerados para la programación de la operación del mediano y corto plazo del SEIN. ”

Sustento

Es importante aclarar que para realizar RPF se necesita “reserva” y no “potencia”.

La magnitud máxima de potencia de RPF que podría ser cedida no se utiliza para la elaboración de la programación de corto y mediano plazo del SEIN; esto se puede evidenciar en el numeral 11 de la propuesta.

Opinión del COES

Está de acuerdo con el agente sobre la aclaración que para realizar la RPF es necesaria “reserva”.

Respecto a la utilización de la máxima magnitud de reserva para RPF a ser cedida, estos valores entran en la categoría de restricciones las cuales pueden ser consideradas en la programación de la operación.

Respecto a la consideración de la máxima potencia de RPF en el Programa Diario de Operación y del Programa Semanal de Operación, estas consideraciones se encuentran contenidas en el numeral 11 de la propuesta de modificación del PR-21 que se adjunta el Anexo del presente documento.

En atención a la sugerencia de un término más apropiado, concuerda en que la redacción del Numeral 7.1 Literal h) deba precisarse como sigue:


“7.1 …

h) Calcular anualmente la magnitud máxima de reserva potencia de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el primer párrafo del literal h) del numeral 7.1 del proyecto del nuevo PR-21 quedará redactado de la siguiente manera:

“h) Calcular la magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES.

(…)”

1.15. Comentario 15



Numeral 7.2 Literal e)


“…El COES en caso considere necesario podrá solicitar la actualización del estudio técnico al de la información técnica que se refiere el literal d) c) del presente numeral.”

Sustento

No se especifica ningún estudio técnico en el literal c).

Se entiende que no es necesario un estudio técnico sino una actualización de la información.

Opinión del COES

De acuerdo con el agente. Se sugiere modificar redacción.


Literal d) del numeral 7.2

“(…)

El COES en caso considere necesario podrá solicitar la actualización del estudio

técnico de la información técnica al la que se refiere el literal d) c) del presente

numeral.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal d) -antes literal e)- del numeral 7.2 del proyecto del nuevo PR-21 quedará redactado de la siguiente manera:

“d) (…). El COES en caso considere necesario podrá solicitar la actualización de la información técnica a la que se refiere el literal c) del presente numeral.”

1.16. Comentario 16

Numeral 7.2 Literal f)


Disponer de un sistema de medición debidamente calibrado según lo detallado en el numeral 8.4 8.5 del presente documento

Sustento

Debe hacer referencia al numeral 8.5.

Opinión del COES

De acuerdo con la sugerencia de modificación del Agente.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, corresponde modificar la referencia descrita en el literal e) –antes literal f)- del numeral 7.2, el cual quedará redactado de la siguiente manera:



“e) Disponer de un sistema de medición debidamente calibrado según lo detallado en el numeral 8.5 del presente documento”

1.17. Comentario 17

Numeral 7.2 Literal g)


Para el caso de aquellas unidades de generación que formen parte de una URS y no se encuentren evaluadas como Central según el literal precedente, deberán disponer de un sistema de registro según el literal precedente con de las consignas de potencia directas del AGC o de las consignas de potencia internas correspondiente a cada una de las unidades de generación que compongan la URS, con capacidad de almacenamiento de treinta y un (31) días.

Sustento

Cambio de forma para dar coherencia al texto.

Opinión del COES

De acuerdo parcialmente.

Sugiere modificar la redacción de la siguiente manera:


Literal g) del numeral 7.2

“7.2 …

gf) Para el caso de aquellas unidades de generación aquellos Grupos que formen parte de una URS y no se encuentren evaluadas como Central según el literal precedente, deberán disponer de un sistema de registro de las consignas de potencia directas del AGC o de las consignas de potencia internas correspondiente a cada una de las unidades de generación uno de los Grupos que compongan la URS, con capacidad de almacenamiento de treinta y un (31) días.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal f) –antes literal g)- del numeral 7.2 del proyecto del nuevo PR-21 quedará redactado del a siguiente manera:

“f) Para el caso de aquellos Grupos que formen parte de una URS y no se encuentren evaluadas como Central, deberán disponer de un sistema de registro de las consignas de potencia directas del AGC o de las consignas de potencia internas correspondiente a cada uno de los Grupos que compongan la URS, con capacidad de almacenamiento para treinta y un (31) días.”

1.18. Comentario 18

Numeral 8.1

Solicita agregar el literal siguiente:

d) Las unidades y/o centrales de generación podrán configurar parámetros distintos a los indicados en los literales a), b) y c) precedentes siempre que cumplan lo dispuesto



en el numeral 7.2, para ello deberán presentar un estudio que demuestre que el comportamiento del sistema de control no afecta la estabilidad y seguridad del SEIN. Este estudio deberá ser aprobado por el COES”.

Sustento

La respuesta del lazo de control no depende únicamente de los parámetros del regulador de velocidad; por lo que, se debería tener la posibilidad de modificar los parámetros del regulador de velocidad, siempre que ello no implique una afectación para la operación segura del SEIN.

Para ello se deberá realizar un estudio demostrando que el sistema de control equivalente (turbina, generador, regulador, etc) no afecta la operación segura del SEIN. Dicho estudió estará sujeto a la aprobación del COES.

Opinión del COES

En desacuerdo.

Los requisitos solicitados por el procedimiento están especificados para todos aquellos Grupos que cumplan con el servicio de RPF por sí mismos, siendo para ellos estos requerimientos mandatorios. Sin embargo, dado el esquema de Delegación, los Generadores que opten por delegar el servicio y los que opten por ser Encargados, podrán operar con parámetros totalmente diferentes, siendo responsables del cumplimiento del servicio de RPF según lo detallado en el PR-21.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el presente comentario no afecta al proyecto del nuevo PR-21.

1.19. Comentario 19

Numeral 8.2 Literal a)


“Operar con el regulador de velocidad en modo estatismo (“Droop mode”), con el limitador del regulador de velocidad al 100% de su apertura y no tener ningún tipo de bloqueo ni limitación por lo menos dentro de la banda de frecuencia de referencia en operación normal. (…)”.

Sustento

Las centrales de pasada operan en este modo únicamente cuando tengan el caudal necesario para realizar la regulación primaria, por lo que podrían estar expuestas a una limitación propia del recurso hidráulico que coincida dentro de la banda de frecuencia.

Opinión del COES

Es posible aceptar la sugerencia sin afectar el objetivo del numeral. Sin embargo, la propuesta de OSINERGMIN difiere de la propuesta del COES por lo que, para un mejor entendimiento del procedimiento, sugerimos complementarla de la siguiente manera:




“8.1 …

a) Operar con el regulador de velocidad en modo estatismo (“Droop mode”), con el limitador del regulador de velocidad al 100% de su apertura y no tener ningún tipo de bloqueo ni limitación por lo menos dentro de la banda de frecuencia de referencia en operación normal siguiente:

ƒmin→gen < fn < ƒmax→gen

ƒmin→gen y ƒmax→gen :

Donde:

ƒmax→gen : Límite superior de la frecuencia que aseguran la respuesta de las unidades de generación los Grupos, determinado según el numeral 1.2 del Anexo 3 del presente Procedimiento.

ƒmin→gen : Límite inferior de la frecuencia que aseguran la respuesta de las unidades de generación los Grupos determinado según el numeral 1.2 del Anexo 3 del presente Procedimiento.

ƒn : Frecuencia nominal, para el SEIN es 60Hz.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal a) del numeral 8.1 quedará redactado de la siguiente manera:

“a) Operar con el regulador de velocidad en modo estatismo (“Droop mode”), con el limitador del regulador de velocidad al 100% de su apertura y no tener ningún tipo de bloqueo ni limitación dentro de la banda de frecuencia de referencia en operación normal siguiente:

ƒmin→gen < fn < ƒmax→gen

Donde:

ƒmax→gen : Límite superior de la frecuencia que asegura la respuesta de los Grupos, determinado según el numeral 1.2 del Anexo 3 del presente Procedimiento.

ƒmin→gen : Límite inferior de la frecuencia que asegura la respuesta de los Grupos determinado según el numeral 1.2 del Anexo 3 del presente Procedimiento.


1.20. Comentario 20

Numeral 8.2 Literal d)

Solicita eliminar el texto

Modelos matemáticos y parámetros ajustados luego de la puesta en servicio en diagrama de bloques, así como la documentación técnica que permita verificar y/o efectuar simulaciones dinámicas del desempeño de los sistemas de control de velocidad en concordancia con lo dispuesto en el numeral 1.4.5 de la NTCOTRSI.

Sustento



El envío de esta información está dentro de las responsabilidades que los Agentes tienen que cumplir con el PR-20, por lo que se solicita eliminar el referido numeral por duplicidad en la solicitud de información que el COES realiza.

Opinión del COES

De acuerdo parcialmente.



“8.2 …

d) Modelos matemáticos y parámetros ajustados luego de la puesta en servicio en diagrama de bloques, así como la dDocumentación técnica que permita verificar y/o efectuar simulaciones dinámicas del desempeño de los sistemas de control de velocidad en concordancia con lo dispuesto en el numeral 1.4.5 de la NTCOTRSI.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal d) del numeral 8.2 del proyecto del nuevo PR-21 quedará redacto de la siguiente manera:

“d) Documentación técnica que permita verificar y/o efectuar simulaciones dinámicas del desempeño de los sistemas de control de velocidad en concordancia con lo dispuesto en el numeral 1.4.5 de la NTCOTRSI.”

1.21. Comentario 21

Numeral 8.4

Solicita eliminar el texto

Las unidades de generación que realicen la función de Encargadas y que utilicen los Equipos para RPF para brindar el servicio de RPF, tendrán la condición de Encargadas únicamente durante los periodos que se encuentren operando conectadas al SEIN, caso contrario, se aplicará lo estipulado en el literal h) del numeral 4 del Anexo 3 del presente procedimiento.

Sustento

Los Equipos para RPF técnicamente pueden brindar el servicio de RPF de manera autónoma; es decir, aún con la central fuera de servicio. El no considerarlo ocasionaría un uso no óptimo de los recursos que se encuentren disponibles.

Opinión del COES

Sugiere aceptar parcialmente lo comentado por el agente.

Si bien técnicamente, los Equipos para RPF, como son el caso de las baterías, pueden brindar el servicio de manera autónoma, su tratamiento individual no está contemplado dentro del Mercado Mayorista de Electricidad (MME). En efecto, dado que al realizar el servicio de RPF, este equipo tendrá “Entregas” y “Retiros”, el Reglamento del MME define las Entregas como la energía activa contabilizada en una Barra de Transferencia asociada a la producción de energía de una Central de Generación de titularidad de un Participante. En ese sentido, como se observa, la actual normativa solo permite que estos equipos sean parte de una Central, siendo



los Grupos en conjunto los que respaldan los consumos y entregas de éstos. En línea con lo mencionado, el respaldo de las entregas de energía y potencia que pudiesen brindar estos equipos, dado que son parte de una central, serán respaldados por la operación de ésta. Por lo mencionado, sugiere mantener la redacción del numeral 8.4.

Sin embargo, en este numeral se menciona “caso contrario, se aplicará lo estipulado en el literal h) del numeral 4 del Anexo 3 del presente procedimiento”, lo cual pertenece a la evaluación de cumplimiento de la RPF, además de mencionar la consideración de una delegación a otra Encargada. Respecto a esto último, se debe indicar que la consideración de “otra Encargada” o encargada alterna es una adición de parte de Osinergmin a la propuesta de modificación del PR-21 presentado por COES. En ese sentido, dado que el mecanismo de delegación se encuentra en una etapa inicial, considera que no es pertinente este tipo de incorporaciones. Cabe manifestar que lo estipulado en el literal h) del numeral 4 del Anexo 3, ya se encuentra contenido en el Anexo 3 literal c) del mismo numeral. Debido a ello, es necesario modificar la redacción y eliminar el literal h) del Anexo 3 del numeral 4.


Numeral 8.4

“8.4. Las unidades de generación Los Grupos o Centrales que realicen la función de Encargadas y que utilicen los Equipos para RPF para brindar el servicio de RPF, tendrán la condición de Encargadas únicamente durante los periodos que se encuentren operando conectadas al SEIN, caso contrario, se aplicará lo estipulado en el literal h) del numeral 4 del Anexo 3 del presente procedimiento.”

Literal h) del numeral 4 del Anexo 3

“h) En caso una Encargada no se encuentre operando en el periodo de evaluación de la Delegante, dicha Delegante tendrá una calificación automática igual a cero (0), o en su defecto considerar una delegación a otra Encargada.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, corresponde modificar el numeral 8.4 y eliminar el literal h del numeral 4 del Anexo 3.

“8.4 Los Grupos o Centrales que realicen la función de Encargadas y que utilicen los Equipos para RPF para brindar el servicio de RPF, tendrán la condición de Encargadas únicamente durante los periodos que se encuentren operando conectadas al SEIN.”

Asimismo, y para mayor precisión siendo concordante con el numeral 8.4, el literal c) del numeral 4 del Anexo 3 quedará redactado de la siguiente manera:

“c) Los aportes de potencia para RPF suministrados por las Encargadas corresponderán al mismo periodo de evaluación de la Delegante, en caso de que la Encargada no se encuentre operando durante el periodo de evaluación de la Delegante, el aporte de la Encargada a favor de la Delegante será cero (0).”

1.22. Comentario 22



Numeral 12.1 Literal a) Numeral iv


“iv. En periodos en que la unidad de generación se encuentre realizando pruebas en sus reguladores de velocidad siempre que sea a solicitud del COES en atención al literal c) del numeral 7.2 del presente procedimiento.”

Sustento

Todas las pruebas solicitadas por el COES no deben estar sujetas a evaluación.

Opinión del COES

En desacuerdo con el Agente.

Existen pruebas tales como los pruebas de Potencia Efectiva y Rendimiento o las de evaluación de desempeño que en efecto se encuentran exoneradas de la evaluación de RPF, sin embargo, exonerar de la evaluación de RPF para pruebas como la establecida en el PR-25, no corresponde ya que la obligación de la prestación del servicio de RPF es permanente.

Por otro lado, considera pertinente uniformizar la terminología del numeral 12.1 de la propuesta del procedimiento de acuerdo con los Procedimientos Técnicos del COES Nº 17 y N° 18. Por ello, se sugiere modificar el ítem i) del literal a) del numeral 12.1 de la propuesta del procedimiento.


“12.1 …

a) …

“i. Para aquellas unidades de generación Grupos o Centrales que estén realizando pruebas ensayos en de Potencia Efectiva y Rendimiento por aplicación del Procedimiento Técnico del COES N° 17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica” y del Procedimiento Técnico del COES N° 18 “Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas”, o aquellos procedimientos que los reemplacen.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el ítem i del literal a) del numeral 12.1 quedará redactado de la siguiente manera:

“i. Para aquellos Grupos o Centrales que estén realizando ensayos en aplicación del Procedimiento Técnico del COES N° 17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica” y del Procedimiento Técnico del COES N° 18 “Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas”, o aquellos procedimientos que los reemplacen.”

1.23. Comentario 23

Numeral 12.2 Literal c)




c) En caso las unidades de generación acumulen un total de quince (15) veinticinco (25) días con datos calificados como inconsistentes en el mes anterior al mes de evaluación, todos los días del mes de evaluación que resulten con datos inconsistentes, tendrán automáticamente la calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1

Sustento

El reporte de evaluación que el COES emite actualmente tiene un desfase de hasta 13 días, período en el cual el Agente no sabe si se está presentando desviaciones entre la frecuencia del COES y la frecuencia de nuestros GPS, por este motivo resultará imposible que en 2 días un Agente tome las medidas correctivas sobre la referencia del GPS. Asimismo, se debe considerar que en algunos casos para realizar los ajustes se requiere de personal externo por la garantía de los equipos.

Se debe tener en cuenta, que, al tener un problema en el regulador, se requiere realizar el proceso de contratación del proveedor, lo cual demora 15 días en cumplir con el procedimiento logístico, la aprobación y acreditación del personal de 7 días y las aprobaciones del COES y ejecución en campo; para realizar las pruebas de 7 días adicionales para preverlo en el programa semanal.

Opinión del COES

Parcialmente de acuerdo con el agente.

Considera necesario el incentivo para mantener calibrados los medidores de frecuencia – potencia por ello, se sugiere ampliar de quince días (15) a veintiún (21) días de acumulación para la respectiva evaluación. Lo mencionado tiene como finalidad, que el agente tenga el tiempo suficiente para realizar las coordinaciones necesarias respecto a la calibración de su equipo de medición. Ahora bien, para el caso que se considerasen 25 inconsistencias, se estaría teniendo más del 80% de data inconsistente en un mes, lo cual impactaría directamente en los resultados de la evaluación; es decir, si se tiene mala calidad de insumos para la evaluación, los resultados del mismo resultan afectados.

Sin embargo, dado que la medición podría no estar asociada a la respuesta real del Grupo o Central, cabe la posibilidad de continuar evaluando la respuesta del Grupo o Central contra una señal válida de frecuencia, la cual sería la frecuencia del SEIN.

Por lo expuesto se sugiere modificar el numeral 12.2 literal c) y así mismo se sugiere la adición de literal d), la redacción propuesta sería la siguiente:


Numeral 12.2

c) En caso las unidades de generación el Grupo o Central acumulen un total de quince (15) veintiún (21) días con datos calificados como inconsistentes en el mes anterior al mes de evaluación, todos los días del mes de evaluación que resulten con datos inconsistentes, tendrán automáticamente la calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1.

d) Para cada día en el que una Central o Grupo resulte con datos calificados como inconsistentes, la evaluación de cumplimiento del servicio de RPF se realizará con la frecuencia del SEIN.



Para guardar coherencia con la inclusión de literal d) del numeral 12.2 se deberá modificar las definiciones de datos de entrada de frecuencia del modelo del numeral 2 del Anexo 3 de la propuesta de procedimiento PR-21. Esta redacción se encuentra incluida en la opinión del COES al Comentario 3 de Kallpa.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, se modificará el literal c) e incorporará el literal d) al numeral 12.2.

“c) En caso el Grupo o Central acumulen un total de veintiún (21) días con datos calificados como inconsistentes en el mes anterior al mes de evaluación, todos los días del mes de evaluación que resulten con datos inconsistentes, tendrán automáticamente la calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1.

d) Para cada día en el que una Central o Grupo resulte con datos calificados como inconsistentes, la evaluación de cumplimiento del servicio de RPF se realizará con la frecuencia del SEIN.”

1.24. Comentario 24

DISPOSICIONES TRANSITORIAS – Segunda

Solicita precisar la metodología que el COES aplicará durante este periodo transitorio

Opinión del COES

De acuerdo con el agente.



Numeral 5.1

“DISPOSICIONES TRANSITORIAS

(…)

Segunda: Aquellas URS que posean mando centralizado del AGC y que necesiten implementar el equipamiento necesario para que se registre y almacene la información de las consignas de potencia de cada Grupo unidad de generación, tendrán un periodo de seis (06) meses contados a partir de la publicación del presente procedimiento para su implementación. Durante este periodo de implementación, la URS serán evaluadas como Central (numeral 8.6 del presente procedimiento).


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto la segunda disposición transitoria quedará redactada de la siguiente manera:

“Segunda: Aquellas URS que posean mando centralizado del AGC y que necesiten implementar el equipamiento necesario para que se registre y almacene la información de las consignas de potencia de cada Grupo de acuerdo con el numeral 7.2 del presente procedimiento, tendrán un periodo de seis (06) meses contados a partir de la publicación del presente procedimiento para su implementación. Durante



este periodo de implementación, la URS serán evaluadas como Central (numeral 8.6 del presente procedimiento).”

1.25. Comentario 25

Numeral 1.3 - ANEXO 3

Solicita definir los términos en mayúscula Periodo de Base, Periodo de Media y Periodo de Punta.

Sustento

Los términos indicados están en mayúscula y no se encuentran definidos en el Glosario de términos.

Opinión del COES

Parcialmente de acuerdo por el Agente. Solicita modificar la redacción de la siguiente manera:


“ANEXO 3

(…)

1.3 Para cada día de evaluación, se elige de manera aleatoria un periodo de cinco (05) minutos continuos para cada Periodo de Base, Periodo de Media y Periodo de Punta (estos periodos son los especificados en el Procedimiento Técnico COES N° “Pronostico de la demanda a corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional” – PR-03, o el que lo reemplace) haciendo un total de tres periodos para un día de evaluación, en los que las unidades de generación el Grupo o Central podrán estar conectadoas o desconectoadas del AGC del COES de manera continua. (…)”


De acuerdo con el COES. Por lo tanto, el numeral 1.3 del Anexo 3 quedará redactado de la siguiente manera:

“1.3 Para cada día de evaluación, se elige de manera aleatoria un periodo de cinco (05) minutos continuos para cada Periodo de Base, Periodo de Media y Periodo de Punta (estos periodos son los especificados en el Procedimiento Técnico del COES N° 03 “Pronostico de la demanda a corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, o el que lo reemplace), haciendo un total de tres periodos para un día de evaluación, en los que el Grupo o Central podrá estar conectado o desconectado del AGC del COES de manera continua. (…).”

1.26. Comentario 26

Numeral 1.3 Literal d) - ANEXO 3


“…De estos datos, por lo menos el 20% de los mismos deben de estar por encima de 60,04 (60 + BM) Hz y otro 20% por debajo de 59,96 (60 – BM) Hz”

Sustento



La evaluación debe guardar referencia con los ajustes indicados en la propuesta. Tomar valores menores implicaría una evaluación de las unidades y/o centrales cuando están dentro de su banda muerta, no permitiendo una correcta evaluación.

Opinión del COES


Se debe considerar que los valores propuestos tienen la finalidad de permitir encontrar mayor número de periodos evaluables al día, así, para poder realizar un seguimiento más cercano al cumplimiento del servicio de RPF, la propuesta de procedimiento consideró la banda muerta vigente (BM = 0,05 Hz) con un ajuste adicional relacionado a la precisión de los medidores de frecuencia.

Por lo tanto, se debe incluir en la formulación a la variable “BM”, ya que esta cambiará según se indica en la primera disposición transitoria:

Primera: Hasta que se produzca la interconexión síncrona con Ecuador y

Colombia, el valor de banda muerta será igual o inferior a ± 0,0833% de la

frecuencia de referencia (± 0,050 Hz).

Por lo tanto, el Numeral 1.3 Literal d) del ANEXO 3 de la propuesta de procedimiento debe precisarse de la siguiente manera:


Numeral 1.3 del Anexo 3

“d) … De estos datos, por lo menos el 20% de los mismos deben de estar por encima de 60,04 (60 + BM-0,01) Hz y otro 20% por debajo de 59,96 (60 – BM+0,01) Hz.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal d) del numerar 1.3 del Anexo 3 quedará redactado de la siguiente manera:

“d) (…) De estos datos, por lo menos el 20% de los mismos deben de estar por encima de (60 + BM-0,01) Hz y otro 20% por debajo de (60 – BM+0,01) Hz.”

1.27. Comentario 27

Numeral 1 - ANEXO 4


El CUR será determinado por el COES, en función de los costos de inversión y operación que reflejen los costos reales de los de un Equipos para RPF basados en un sistema de almacenamiento de energía con baterías que se encuentren instalados en el SEIN y se expresará en S/ /MW-día.

Sustento del Agente

El CUR debería estar relacionado a los costos reales en la inversión y operación de los Equipos para RPF que se hayan instalado en el SEIN.

Opinión del COES



No estamos de acuerdo con el agente.

El objetivo del presente procedimiento no es remunerar la posible inversión de algún agente en equipos de almacenamiento tipo BESS, sino establecer incentivos de cumplimiento dentro del marco conceptual de costo de oportunidad de prestación de servicio de RPF con otro equipo.

Para el establecimiento de estos incentivos de cumplimiento, se usarán costos referenciales de equipos de almacenamiento y un factor de disuasión, los cuales podrían incluir información de costos de equipos instalados en el SEIN, y que se irán actualizando en los estudios correspondientes indicados en el numeral 5.5.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el presente comentario no afecta al proyecto del nuevo PR-21.

1.28. Comentario 28

Numeral 3 - ANEXO 4

Se solicita modificar el texto, de acuerdo a lo siguiente:

El COES actualizará el valor del CUR, cada cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará, de ser necesario, el costo unitario de inversión INV, de ser necesario y los parámetros de cálculo: vida útil, i, FOyM y Kd, sustentado el nuevo parámetro

Sustento

Considerando que es posible que cambie el monto de inversión “INV”, existe también la posibilidad de que cambien los parámetros: tiempo de vida útil, tasa de actualización mensual, FOyM, Kd, etc.

Opinión del COES

De acuerdo parcialmente con la propuesta de ajuste de redacción.

Cabe mencionar que el valor del COR será realizado mediante un informe que lo sustente según lo especificado en el literal b) del numeral 5.5.


Numeral 3 del Anexo 4

“El COES actualizará el valor del CUR COR3, cada cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará, de ser necesario, el costo unitario de inversión INV, de ser necesario y los parámetros de cálculo: vida útil, i, FOyM y Kd.”


En desacuerdo con la opinión del COES, debido a que en la premisa establecida en el numeral 1 del anexo 4 respecto del cálculo del CUR (cuyo cambio de denominación es COR), se establece que será determinado por el COES, en función de los costos de inversión y operación de un Equipo para RPF basado en un sistema de almacenamiento de energía con baterías, es por ello que para su determinación es necesario actualizar el costo unitario de inversión, y de ser necesario, los parámetros

3 El termino COR es una propuesta que reemplaza al término CUR según el análisis del Comentario 4 de

Termochilca.



de cálculo correspondiente a los factores FOyM y Kd, ya que según la formulación establecida en el numeral 2.1 del Anexo 4, estos tienen un valor establecido. Por lo tanto, el numeral 3 del Anexo 4 para mayor precisión quedará redactado de la siguiente manera:

“3. Actualización del Costo

El COES actualizará el valor del COR, cada cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará el costo unitario de inversión INV y, de ser necesario, los factores de cálculo FOyM y Kd.”

2. Comentarios de Kallpa

2.1. Comentario 1

Numeral 3.3

El numeral 3.3 del Proyecto plantea como definición, la siguiente:

“Equipo para RPF: Equipo que pertenece a una central y/o unidad de generación, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.” (El resaltado es de Kallpa)

Sustento

Al respecto, considera que la disposición referida a que el Equipo para RPF se encuentre ubicado, necesariamente, en las instalaciones de la central asociada, resulta demasiada restrictiva.

Sobre el particular, la definición planteada no toma en cuenta que, en atención a condiciones operativas, ambientales, de seguridad u económicas, es muy probable que en algunas instalaciones de generación no sea factible instalar el Equipo de RPF dentro de la central, por lo que, se sugiere que, para dichos casos, el Proyecto prevea la posibilidad de instalar dicho Equipo dentro de la zona operativa, por lo menos, y sin afectar la distribución de la RPF.

A partir de lo anterior, sugiere la siguiente modificación en la definición bajo comentario:

“Equipo para RPF: Equipo que pertenece a una central y/o unidad de generación, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de la zona operativa de la central.”

Opinión del COES

La propuesta es improcedente para el actual marco legal del MME.

En adición a lo expuesto en la opinión sobre el Comentario 21 de Enel, los Equipos para RPF están contemplados como equipos parte de una central, los cuales pueden ser una opción para el cumplimiento de la RPF. Adicionalmente, el concepto de “zona



operativa” no es definido por el agente, ni se encuentra a la fecha en el Glosario de Abreviaturas por lo que considera que la redacción de “dentro de las instalaciones de la central” es la más apropiada para la definición de Equipo para RPF.


De acuerdo a la opinión del COES. Por lo tanto, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21.

2.2. Comentario 2

Numeral 12.2 a)

En la sección referida a la evaluación del servicio, información y del desempeño de la RPF, el literal a) del numeral 12.2 del Proyecto establece lo siguiente, sobre la evaluación de la información reportada:

“12.2. Evaluación de la información reportada

a) Cuando un Generador Integrante no remita los registros de frecuencia y potencia en los plazos establecidos, se considerará un incumplimiento diario al servicio de RPF igual a 1.0 por cada día que no remitió dicha información.”

Sustento del Agente

En consideración a la aplicación del PR-21 vigente en la práctica, existen situaciones en las que, debido a escenarios fortuitos relacionados con la disponibilidad de la información de los medidores, el cumplimiento de los plazos establecidos en dicho procedimiento afronta dificultades; a partir de ello, la remisión de la información correspondiente se podría efectuar, posteriormente, mediante correo electrónico, sin que dicha situación signifique un incumplimiento del PR-21 y sin que el COES imponga penalidades por este hecho.

Por lo tanto, se sugiere incluir una tolerancia en los plazos máximos establecidos para la remisión de la información referida en el literal a) del numeral 12.2, y en ese sentido, considerar como un incumplimiento del Generador de su obligación de remitir información, solo desde el momento en que supere dicha tolerancia que sea determinada y/o cuando, efectivamente, no remita información alguna al COES.

Sobre ello, sugiere modificar dicho numeral con el siguiente añadido:

“a) Cuando un Generador Integrante no remita los registros de frecuencia y potencia en los plazos establecidos, se considerará un incumplimiento diario al servicio de RPF igual a 1.0 por cada día que no remitió dicha información. Sin perjuicio de ello, el Generador Integrante contará con una tolerancia máxima de horas ser definidas por el COES adicionales al plazo establecido para el envío de la información, cuya aplicación no podrá exceder 3 veces al mes para cada unidad de generación.”

Opinión del COES

No está de acuerdo con la propuesta del agente dado que el numeral 6.5 de la propuesta de procedimiento indica lo siguiente:


Numeral 6.5



(…) La información mencionada deberá ser remitida hasta las 08:00 horas del día

siguiente, en el formato y medio establecido por el COES. (…)

De acuerdo con el numeral indicado en el párrafo precedente, el agente tiene 8 horas después de terminado el día para poder enviar sus registros de potencia y frecuencia, tiempo para solucionar inconvenientes o problemas en sus sistemas informáticos.

Cabe mencionar que, es obligación de cada agente el envío de dicha información para la correcta evaluación del cumplimiento y desempeño de la RPF.


De acuerdo a la opinión del COES. Por lo tanto, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21.

2.3. Comentario 3

Anexo 3 - Evaluación del Cumplimiento de la RPF en Estado Normal

El PR-21 vigente y el Proyecto utilizan, a efectos de llevar a cabo la Evaluación en Estado Normal de la RPF, la siguiente función de transferencia:

En dicho modelo lineal, los datos de entrada son la frecuencia (f) y la Potencia (P), los cuales están disponibles cada segundo y son enviados por el generador al COES diariamente, en cumplimiento del PR-21.

Con esta función de primer orden, el COES, utilizando la herramienta Simulink Design Optimization del MatLab, estima los siguientes parámetros:

Ganancia en estado estacionario (1/R)

Estatismo (E)

Banda Muerta (BM)

Constante de Tiempo (T)

A partir de los parámetros estimados, el COES calcula en una nueva oportunidad, la potencia de salida simulada “P1” (denominada “P1” para diferenciarla de la potencia “P”, descrita anteriormente).

Con el dato de la potencia P y la potencia de salida P1, el COES calcula el coeficiente de determinación (R2) que existe entre ambas respuestas, y el resultado obtenido se analiza de acuerdo con el siguiente criterio:

Si R2 < 60%, la unidad de generación tiene un cumplimiento igual a CERO.

Si R2 > 60%, la unidad de generación tiene un cumplimiento que va desde 60% a 100%.



Siendo R2 el coeficiente de determinación.

Para las unidades de generación que obtienen un R2 mayor a 0,60, la metodología indica que con los parámetros estimados se debe calcular la respuesta simulada ante un impulso (escalón de frecuencia que agota la RPF). El resultado, obviamente, es que la unidad de generación bajo análisis no obtiene un cumplimiento satisfactorio.

Sustento

Según ha señalado en el comentario anterior, tanto el PR-21 vigente, así como el Proyecto, mantienen la misma metodología de evaluación de la RPF en Estado Normal.

Esta metodología muestra resultados inconsistentes para muchas unidades de generación que tienen un modelo complejo para su regulador de velocidad, en la medida que ello tiene como consecuencia que las unidades de generación del SEIN que regulan frecuencia (hidráulicas y/o térmicas) sean calificadas como incumplidoras y sean penalizadas, aun cuando sí tienen implementado los parámetros técnicos, conforme así exige el PR-21 vigente.

Es decir, las máquinas no incurren en incumplimiento de la RPF; por el contrario, éstas cumplen la prestación de la RPF, pero en aplicación de la metodología vigente para evaluación en Estado Normal del PR-21, se les penaliza erróneamente. Esta situación, sin duda, es la que se debe modificar; sin embargo, el Proyecto no ha contemplado dicho análisis ni propuesta alguna que busque tal finalidad.

El problema consiste en que la estimación de los parámetros no es adecuada, debido a que el resultado del modelo lineal presenta significativa diferencia de lo que, realmente, se está implementado en los reguladores de velocidad, lo que tiene como consecuencia que la respuesta al escalón de frecuencia no cumpla lo requerido por el PR-21 vigente (reserva RPF agotada a los 30 segundos).

En dicho modelo, aun cuando la máquina sí se encuentra prestando el servicio de RPF, el resultado del método no lo demuestra, y los titulares de dichas unidades de generación son pasibles de penalidades que, en realidad, no les corresponden.

La razón de dicha problemática reside en el hecho que el COES utiliza un modelo muy simplificado del regulador de velocidad, el mismo que es aplicado, indistintamente, para diferentes tipos de tecnologías (Francis, Pelton, turbina a gas, vapor, etc.).

Al respecto, a continuación, se aprecian resultados obtenidos en algunos días del mes de diciembre de 2019, bajo la aplicación del PR-21 vigente.

Los siguientes cuadros muestran los valores de los parámetros estimados con la metodología del PR-21 vigente, y los valores realmente implementados en el regulador de velocidad para diferentes tecnologías de unidades de generación:



Tabla 1: Parámetros estimados del regulador de velocidad de algunas unidades del SEIN –

20.12.2019

Tabla 2: Parámetros estimados del regulador de velocidad de algunas unidades del SEIN -

23.12.2019

COD. NOMBRE CENTRALESTATISMO

(%)

BANDA MUERTA

(mHz)

POTENCIA DE

REFERENCIA

(MW)

COEFICIENTE DE

DETERMINACIÓ

N

( R2 )

INCUMPLIMIEN

TO con m =

0.434

INICIO DEL

PERIODO

EVALUADO

423 C.T. KALLPA TG1 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

429 C.T. KALLPA TG2 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

438 C.T. KALLPA TG3 0.94746 35.835 171.05 0.92405 0 11:03:03 a. m.

797 C.H. CERRO DEL AGUILA G1 0.18592 69.846 176.73 0.90351 0 11:03:09 a. m.


799 C.H. CERRO DEL AGUILA G3 4.6168 41.161 179.51 0.75658 0.58368 2:07:54 a. m.

72 C.H. CARHUAQUERO G1 3.4285 27.121 30.377 0.95874 0 11:03:09 a. m.


74 C.H. CARHUAQUERO G3 0.44226 33.67 29.559 0.60564 0.59913 9:58:17 p. m.

440 C.T. LAS FLORES TG1 1.1104 30.923 171.92 0.87892 0 11:03:09 a. m.

466 C.T. KALLPA TV 14.988 12.479 86.079 0.45896 1 11:03:09 a. m.

44233 MCH CERRO DEL AGUILA G4 2.074 39.564 10.102 0.71277 0 11:03:09 a. m.

75 C.H. CAÑON DEL PATO G1 3.909 25.833 42.701 0.94701 0 11:03:09 a. m.




79 C.H. CAÑON DEL PATO G5 0.098155 34.26 44.682 0.82399 0.99854 10:19:26 a. m.


1 C.T. AGUAYTIA TG1 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

2 C.T. AGUAYTIA TG2 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.


(%)

BANDA MUERTA

(mHz)

POTENCIA DE

REFERENCIA

(MW)

COEFICIENTE DE

DETERMINACIÓ

N

( R2 )

INCUMPLIMIEN

TO con m =

0.434

INICIO DEL

PERIODO

EVALUADO

423 C.T. KALLPA TG1 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

797 C.H. CERRO DEL AGUILA G1 0.46752 78.341 179.35 0.84855 0 4:45:11 p. m.

798 C.H. CERRO DEL AGUILA G2 0.66877 62.94 178.98 0.79466 0 4:45:11 p. m.

799 C.H. CERRO DEL AGUILA G3 9.2533 30.169 179.77 0.63678 0.88457 12:43:25 a. m.


429 C.T. KALLPA TG2 585.38 55.696 144.21 0.00018474 1 4:44:45 p. m.

438 C.T. KALLPA TG3 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.


466 C.T. KALLPA TV --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.



74 C.H. CARHUAQUERO G3 0.42022 63.615 31.354 0.85875 0.94967 12:43:25 a. m.





79 C.H. CAÑON DEL PATO G5 2.947 1.6201 42.264 0.90572 0 4:45:35 p. m.


1 C.T. AGUAYTIA TG1 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

2 C.T. AGUAYTIA TG2 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.



Tabla3: Parámetros estimados del regulador de velocidad de algunas unidades del SEIN -26.12.2019

Del análisis de los datos presentados en las tablas anteriores, podemos evidenciar la presencia de parámetros del regulador de velocidad totalmente diferenciados, con variación diaria, dependiendo del periodo de evaluación, y sin ninguna relación con los parámetros reales implementados en los reguladores.

Por tanto, es evidente una desproporción de los resultados que se obtienen en aplicación de la metodología vigente para la evaluación de la RPF en Estado Normal, y que aun así dicha situación no varía en el Proyecto. Lo perjudicial del caso es que, con dichos parámetros, el COES evalúa si la máquina cumple o no con la RPF, concluyendo de manera errónea que existen incumplimientos en la prestación de la RPF, cuando ello no es lo que sucede.

Como alternativa a la propuesta de metodología de evaluación de la RPF en Estado Normal contenida en el Anexo 3 del Proyecto, proponemos que se utilice el modelo real del regulador de velocidad de cada unidad de generación, y no el modelo lineal del PR-21 vigente.

En efecto, ello se debería analizar, sobre todo, para el caso de las unidades de generación que cuenten con un modelo propio de su regulador de velocidad y, en su defecto si no cuentan con dicho modelo, a esas unidades de generación entonces se les evaluaría utilizando el modelo lineal contenido en el PR-21 vigente.

De esta manera, los lineamientos para la aplicación de la metodología alternativa serían los siguientes:

El generador enviaría al COES el modelo real de su regulador de velocidad u otro modelo que ellos dispongan para sus unidades de generación. El COES utilizaría este modelo para evaluar el desempeño de la RPF.

Para las unidades que no tengan un modelo actualizado, el COES utilizará el modelo de Evaluación Normal del PR-21 vigente.

La lógica de utilizar el modelo real consiste en que ya no se estimarían parámetros, sino que se usarían, directamente, los parámetros del modelo que el generador remita al COES, lo que, definitivamente, representaría una


(%)

BANDA MUERTA

(mHz)

POTENCIA DE

REFERENCIA

(MW)

COEFICIENTE DE

DETERMINACIÓ

N

( R2 )

INCUMPLIMIEN

TO con m =

0.434

INICIO DEL

PERIODO

EVALUADO

423 C.T. KALLPA TG1 3.2719 14.568 104.02 0.84364 0 11:46:46 p. m.


798 C.H. CERRO DEL AGUILA G2 0.61034 49.255 182.85 0.84513 0.72532 10:11:42 p. m.

799 C.H. CERRO DEL AGUILA G3 2.1913 43.219 180.14 0.89018 0.70627 10:11:42 p. m.


429 C.T. KALLPA TG2 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

438 C.T. KALLPA TG3 12851 53.404 177.23 0.53687 1 10:38:42 a. m.


466 C.T. KALLPA TV --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.


73 C.H. CARHUAQUERO G2 3.2431 26.458 30.553 0.88206 0 12:02:38 p. m.

74 C.H. CARHUAQUERO G3 0.2262 0.26998 30.289 0.63113 0.84787 10:38:35 a. m.


76 C.H. CAÑON DEL PATO G2 3.6459 23.943 32.017 0.9074 0 11:46:28 p. m.





1 C.T. AGUAYTIA TG1 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.

2 C.T. AGUAYTIA TG2 --- --- --- --- 0 12:00:05 a. m.



ventaja en la medida que no interferiría un proceso de identificación de parámetros que, precisamente, resulta fuente de imprecisiones en la data que se obtiene.

La información de entrada al modelo real seguiría siendo la frecuencia que envían los generadores en cumplimiento del PR-21 vigente, y la información de salida sería una la potencia mecánica Pm del generador, la cual es calculada en base al modelo real.

Esta Pm sería comparada con la potencia eléctrica medida Pe que el generador envía al COES en aplicación del PR-21 vigente.

Si el modelo de regulador responde correctamente al escalón de frecuencia, la diferencia entre la potencia mecánica calculada y la potencia eléctrica medida demostraría, en caso de ser baja -es decir con un factor de determinación R2 alto-, que efectivamente está cumpliendo con la RPF.

Opinión del COES

Al respecto es pertinente aclarar que la necesidad de desarrollar un modelo matemático que represente un sistema físico, en el presente caso, obedece a la necesidad de comprobar si este sistema físico (generador) está cumpliendo con las especificaciones impuestas (PR-21).

Para el caso específico del modelado de un sistema dinámico, el grado de detalle a representar depende fundamentalmente de los tipos de simulaciones que se pretenden realizar o comprobar, por ejemplo, si se quiere simular respuestas lentas con tiempos de respuesta del orden de segundos, carece de total sentido, utilizar modelos complejos con tiempos de respuestas del orden de milisegundos.

En ese sentido, la propuesta del PR-21 de utilizar una función de transferencia de 1er orden se fundamenta en que, para las dinámicas involucradas en la operación normal de la RPF, dicha función de transferencia permite reproducir con bastante aproximación el comportamiento de un generador que realiza adecuadamente la RPF.

Dicho lo anterior, cuando la respuesta de un generador no sigue el patrón típico de la RPF, lo que indica es que podría haber dinámicas internas que se superponen a la respuesta normal de la RPF lo cual se traduce como un bajo coeficiente de correlación R o simplemente parámetros estimados discordantes.

De este modo, resulta razonable que, si una central no se ajusta al modelo de primer orden, podría presentar un modelo más completo con el cual se evaluará su respuesta. En este sentido consideramos pertinente incluir en el procedimiento esta opción.

De los resultados de las evaluaciones diarias de la metodología de evaluación, se puede verificar que hay centrales que se ajustan de manera consistente y recurrente al modelo, como se puede observar en la gráfica siguiente.

Vale decir que los valores de estatismo igual a cero hacen referencia que en ese día no encontró periodo evaluable.

C.H. Matucana – diciembre 2019 C.H. Cheves G1 – diciembre 2019



C.H. Matucana – diciembre 2019 C.H. Cheves G1 – diciembre 2019

Cabe precisar que, en el modelo de primer orden propuesto por el procedimiento, la banda muerta se encuentra como una variable a estimar. Considerando que este parámetro tiene un bajo efecto en el aporte o disminución de potencia del Grupo, se sugiere que este parámetro ingrese al problema de optimización con cotas en su valor. Estas cotas superior e inferior se calcularían a partir del valor de banda muerta declarado por el titular del Grupo o Central.

Según lo descrito en los párrafos anteriores se sugiere las siguientes adiciones:




Anexo 3

2. Estimación de los parámetros Modelo que representa la respuesta de la potencia por RPF.

Para la evaluación de la prestación del servicio de RPF, el Generador podrá entregar al COES un modelo que represente a su Grupo, Central o Equipo para RPF, en dicho caso la evaluación se realizará según lo establecido en el numeral 2.1 del Presente Anexo. En su defecto, el COES utilizará para la evaluación, el modelo estándar según lo establecido en el numeral 2.2 del presente Anexo.

2.1 Evaluación con el Modelo de Planta del Grupo o Central

A partir del modelo comunicado por el Generador, el COES determinará la potencia de salida del Grupo, Central o Equipo para RPF correspondiente a la frecuencia del periodo de evaluación definido en el numeral 1 del presente Anexo.

ƒ : Registro de frecuencia del Grupo Generador, Central de Generación, Equipo para RPF o lo establecido en el literal d) del numeral 12.2 según corresponda.

P’ : Potencia del Grupo Generador, Central de generación o Equipo para RPF determinada con el Modelo de Planta.

Pref : Potencia consigna del Grupo Generador, Central de generación. Para el caso de las URS que estuvieron brindando el servicio de RSF, este parámetro será la señal de potencia consigna del AGC (set point) y/o las señales consignas individualizadas según lo especificado en el numeral 6.5 del presente procedimiento; para el caso de sistema de almacenamiento de energía con baterías este parámetro tendrá valor cero (0).

2.2 Evaluación con el Modelo estándar

Para utilizar el Modelo estándar para la evaluación de la prestación del servicio de RPF se determinan los parámetros con los que ejerce el servicio a partir de la respuesta en potencia del Grupo, Central o Equipo para RPF. Para el periodo de evaluación identificado en el numeral 1 del presente anexo se procede de la siguiente manera:

(…)

Datos de entrada

ƒn : Frecuencia nominal, para el SEIN es 60 Hz.



f : Registro de frecuencia del Grupo, Central, Equipo para RPF o lo establecido en el literal d) del numeral 12.2 según corresponda.

(…)

Parámetros estimados

P’ : Potencia del Grupo, Central o del Equipo para RPF determinada con el Modelo de Planta.

BM : Banda muerta del Grupo, Central de la Unidad de generación o Equipo para RPF evaluado, el cuál será acotado en base a lo declarado por el titular.

(…)

3. Evaluación del aporte de potencia para RPF

Con el modelo definido en el numeral 2.1 o 2.2 precedentes, según el caso de cada Grupo o Central Con los parámetros determinados en el numeral 2 precedente, se calcula el aporte de potencia a los 30 segundos en el Tiempo de Aporte para RPF TA (ΔPo) para un escalón de variación de frecuencia que agota la reserva primaria asignada. Para este cálculo se considera como límite de generación el valor Max(PEf , Pmax) determinado en el numeral 2 del presente anexo.


De acuerdo con la opinión del COES respecto a la propuesta de evaluación mediante un Modelo de Planta del Grupo o Central; sin embargo, se debe considerar que con la entrega de su modelo, la empresa debe adjuntar el sustento técnico respectivo, el cual permita justificar la utilización del mismo. Por otro lado, según lo indicado por el COES en su opinión al Comentario 7 de Electroperú, respecto a la evaluación del servicio de RPF, correspondería que según la tecnología del Equipo para RPF, se establezca el modelo estándar correspondiente, lo cual no se aprecia directamente en el modelo estándar propuesto; en ese sentido, corresponde que el COES emita una Nota Técnica para la Aplicación de la Evaluación del Cumplimiento de la RPF, donde defina para el caso en que un Grupo o Central realice el servicio de RPF mediante un Equipo para RPF, el modelo estándar aplicable; así como, consideraciones en la evaluación del aporte de potencia para RPF y de ser el caso, la calificación del cumplimiento.

Por lo tanto, se modificará el literal b) en el numeral 12.1, en el cual se indicará lo referente a la Nota Técnica, de acuerdo a lo siguiente:

“b) La metodología para evaluar el cumplimiento del servicio de RPF, se encuentra establecida en el Anexo 3; asimismo, el COES emitirá la Nota Técnica para la Aplicación de la Evaluación del Cumplimiento de la RPF de dicho anexo, para el caso en que un Grupo o Central realice el servicio de RPF mediante un Equipo para RPF, donde defina el modelo estándar aplicable según el tipo de tecnología del Equipo para RPF; así como, consideraciones en la evaluación del aporte de potencia para RPF y de ser el caso, la calificación del cumplimiento, correspondientes a los numerales 3 y 4 del Anexo 3 respectivamente. La referida Nota Técnica



será elaborada considerando lo establecido en el presente procedimiento, y podrá ser actualizada según el tipo de tecnología de Equipo para RPF que se disponga en el SEIN.”

Respecto al Anexo 3 del proyecto del nuevo PR-21, esté se modificará de acuerdo a lo siguiente:

“2. Modelo que representa la respuesta de la potencia por RPF

Para la evaluación de la prestación del servicio de RPF, el Generador podrá entregar al COES con copia al Osinergmin, un modelo que represente a su Grupo, Central o Equipo para RPF, adjuntando el sustento técnico respectivo, el cual debe incluir de manera comparativa la aplicación de dicho modelo respecto al Modelo estándar definido en el presente Anexo; en dicho caso, la evaluación se realizará según lo establecido en el numeral 2.1 del presente Anexo. En su defecto, el COES utilizará para la evaluación, según sea el caso:

a) El modelo estándar según lo establecido en el numeral 2.2 del presente Anexo para los Grupos o Centrales que realizan el servicio de RPF sin el uso de un Equipo para RPF.

b) El modelo estándar aplicable para los casos en que un Grupo o Central realice el servicio de RPF mediante un Equipo para RPF, el cual será definido por el COES en su correspondiente Nota Técnica.


A partir del modelo comunicado por el Generador, el COES determinará la potencia de salida del Grupo, Central o Equipo para RPF correspondiente a la frecuencia del periodo de evaluación definido en el numeral 1 del presente Anexo.

Donde:

ƒ : Registro de frecuencia del Grupo, Central, Equipo para RPF o lo establecido en el literal d) del numeral 12.2 según corresponda.

P’ : Potencia del Grupo, Central o Equipo para RPF determinada con el Modelo de Planta.

Pref : Potencia consigna del Grupo o Central de generación. Para el caso de las URS que estuvieron brindando el servicio de RSF, este parámetro será la señal de potencia consigna del AGC (set point) y/o las señales consignas individualizadas según lo especificado en el numeral 6.5 del presente procedimiento; para el caso de sistema de almacenamiento de energía con baterías este parámetro tendrá valor cero (0).




Para utilizar este Modelo estándar se determinan los parámetros con los que ejerce el servicio a partir de la respuesta en potencia del Grupo o Central. Para el periodo de evaluación identificado en el numeral 1 del presente anexo se procede de la siguiente manera:

(…)

Datos de entrada


f : Registro de frecuencia del Grupo, Central, o lo establecido en el literal d) del numeral 12.2 según corresponda.

P : Registro de potencia del Grupo o Central.

Pef : Potencia Efectiva del Grupo o Central. En caso de Grupos hidráulicos, el valor será declarado por la empresa propietaria, considerando la Potencia Efectiva de la central.

Max(PEf , Pmax) : Valor máximo entre la Potencia Efectiva del Grupo y la potencia máxima registrada durante el periodo de evaluación.

Min(PMT , Pmin) : Valor mínimo entre la generación en mínimo técnico del Grupo y la potencia mínima registrada durante el periodo de evaluación.

(…)


Pref : Potencia consigna del Grupo o Central. Para el caso de evaluación del cumplimiento de las centrales que estuvieron brindando el servicio de RSF, este parámetro será un dato de entrada y corresponderá a la señal de potencia consigna del AGC (set point).

P’ : Potencia del Grupo o Central determinada con el modelo estándar.

BM : Banda muerta del Grupo o Central evaluada, la cuál será acotada en base a lo declarado por el titular.

%E : Estatismo del Grupo.

(…)


Con el modelo definido en el numeral 2.1 o 2.2 precedentes, o el modelo estándar definido en la Nota Técnica del COES en aplicación del literal b) del numeral 2 del presente Anexo, según el caso de cada Grupo o Central, se calcula el aporte de potencia en el Tiempo de Aporte para RPF TA (ΔPo) para un escalón de variación de frecuencia que agota la reserva primaria asignada.

(…)

5. Para el caso en que un Grupo o Central realice el servicio de RPF mediante un Equipo para RPF, en el caso de los numerales 2, 3 y 4 del presente Anexo, se



considerará lo indicado en la Nota Técnica emitida por el COES, según lo establecido en el literal b) del numeral 12.1 del presente procedimiento.

(…)

”

2.4. Comentario 4

Cuarta Disposición Transitoria

La Cuarta Disposición Transitoria del Proyecto establece que los valores FaC y CUR iniciales serán 30% y 4 497 S//MW-día, respectivamente. Estos valores serán reemplazados por los valores que se determinen con el primer estudio al que se refiere en numeral 5.5 del mismo Proyecto.

Considerando ello, advierte que el Proyecto plantea una nueva metodología de penalidades por incumplimiento de la RPF, de acuerdo con lo siguiente:

Esta fórmula permite calcular el Cargo que cada generador debería pagar por incumplir la RPF, en proporción a su grado de incumplimiento (INC).

Sustento

Al respecto, indica que el valor del CUR (Costo Unitario de Reserva Rotante para RPF) propuesto como igual a 4 497 S//MWh (en la Cuarta Disposición Transitoria del Proyecto), ha sido determinado en función a los costos de inversión y de operación eficientes de un Equipo para RPF, expresado en S/ / MW-día. El cálculo del CUR se encuentra especificado en el Anexo 4 del Proyecto.

Sobre el particular, se analiza la exposición contenida en el Proyecto e Informes de sustento sobre lo que motivaría la propuesta de modificar la metodología para la imposición de penalidades por incumplimiento de la RPF. Se advierte así que dicha propuesta define un cargo CUR que no tiene justificación alguna ni tampoco ha sido analizada en un contexto general en términos del impacto que éste tendría en las empresas generadoras.

Así, en el Informe Técnico N° 596-2019-GRT se indica que la motivación del COES para modificar dicha metodología de liquidación son las siguientes:

La liquidación de los cargos por incumplimiento genera saldos cuya forma de liquidación, no están claramente definidos.

La magnitud del cargo no es predecible y está asociado al costo del servicio de RSF.

La liquidación del cargo por incumplimiento se encuentra enlazada a la liquidación de otro servicio complementario.

Es decir, la motivación expuesta del COES que justificaría la propuesta de modificar el método de cálculo de las penalidades es básicamente hacer que el proceso de liquidación sea más fácil de realizar.



Sin embargo, para ello, a efectos de la propuesta contenida en el Proyecto no se hace un mayor análisis de si esta penalidad es efectivamente disuasiva o no en cuanto al hecho de incumplir la prestación de la RPF por parte de los generadores.

En el supuesto negado que ello no haya sido así, esto hubiera sido evidenciado en la calidad de frecuencia del SEIN. No obstante, este no es el caso, en la medida que la mayoría de las empresas han adecuado sus unidades de generación a los requerimientos establecidos para la prestación del servicio de RPF, situación que tiene como consecuencia que la calidad de la frecuencia haya mejorado notablemente en los últimos años, tal como se desprende del siguiente gráfico (fuente Informe Técnico N° 596-2019-GRT, página 11):

Por tanto, el método de cálculo de la penalidad actual es efectivo y no debería modificarse.

Por otro lado, es importante no perder de vista el principal objetivo que el PR-21 o su modificatoria debe buscar con la imposición de las penalidades, el cual es disuadir conductas que perjudiquen el cumplimiento de la prestación del servicio de la RFP, con la finalidad de no afectar el funcionamiento del SEIN.

Para ello, el pago de dichas penalidades no debería resultar más rentable o beneficioso para el infractor respecto del hecho de incurrir en la infracción. Consideramos que la metodología actual de liquidación cumple con lo requerido.

Asimismo, sobre el particular, el Osinergmin ni el COES no debe perder de vista que, de acuerdo con el principio de razonabilidad, establecido por la Ley del Procedimiento Administrativo General, Ley N° 27444, las decisiones cuando creen obligaciones deben adaptarse dentro de los límites de la facultad atribuida y manteniendo la debida proporción entre los medios a emplear y los fines públicos que deba tutelar, a fin de que respondan a lo estrictamente necesario para la satisfacción de su cometido.

El TUO de la Ley mencionada señala en su artículo 248, numeral 3), precisamente lo siguiente:

“3. Razonabilidad. - Las autoridades deben prever que la comisión de la conducta sancionable no resulte más ventajosa para el infractor que cumplir las normas infringidas o asumir la sanción. Sin embargo, las sanciones a ser aplicadas



deben ser proporcionales al incumplimiento calificado como infracción, observando los siguientes criterios que se señalan a efectos de su graduación:

(…)”.

Con relación a la aplicación del principio de razonabilidad al ejercicio de la potestad sancionadora, la doctrina advierte que4:

“(…) la autoridad debe estar atenta a evitar los dos extremos agraviantes a este principio: la infrapunición y el exceso de punición. (…)”.

Así, si bien, por un lado, la Administración Pública debe evitar que la sanción no llegue a ser disuasiva sino más bien un costo que se puede asumir a cambio de obtener un beneficio en virtud de incurrir en una conducta infractora, tampoco deberá permitir la punición arbitraria o excesiva.

Sobre este último supuesto, además, el OSINERGMIN debe atender a lo siguiente:

“En cuanto al instrumento en el cual se configura el exceso de punición, es claro que lo usual es que lo advirtamos en el acto sancionador específico, pero cabe apreciar que el exceso de punición puede no solo provenir de la estipulación volitiva de la sanción en un caso en concreto mediante el acto administrativo, sino también puede haber sido incurrido por el legislador cuando establece las sanciones aplicables a determinados ilícitos de manera desproporcionada”5. (El resaltado es nuestro)

Precisamente, el Proyecto no debe considerar un supuesto como el descrito en la cita anterior; consideramos importante no perder de vista que los Administrados, como lo son las empresas de generación, como sujetos de derecho, se encuentra protegido por la ley a efectos de que las sanciones que les apliquen sean las menos gravosas posibles.

Además de lo señalado, y atendiendo a lo expuesto por la doctrina respecto del principio de razonabilidad, consideramos que el valor del CUR resulta excesivo, en tanto que la penalidad por incumplimiento de la RPF (Cargo), aplicando el valor de CUR determinado, sin justificación alguna, se incrementaría entre 300% a 600% respecto de lo que, actualmente, se tiene como valores de penalidad. En efecto, esto produce incrementos significativos que generan sobrecostos importantes.

En el siguiente cuadro se puede apreciar la comparación de las penalidades para algunas unidades de generación correspondiente a los meses de noviembre y diciembre del año 2019, considerando el PR-21 vigente y el Proyecto:

4 Morón Urbina, Juan Carlos. Comentarios a la Ley del Procedimiento Administrativo General. 8va. Ed. Gaceta Jurídica. Lima, 2009. Pág. 692.

5 Ibid. Pág. 694.



Según se aprecia en el cuadro anterior, el incremento de la penalidad es significativo y desproporcional, por lo que consideramos oportuno aplicar un criterio adecuado, razonable y de proporcionalidad para penalizar estos incumplimientos.

Por lo argumentos expuestos, sugerimos que la metodología del cálculo de la penalidad del actual PR-21 se mantenga, en la medida que ha conseguido disuadir el incumplimiento de la RPF, según, además, se puede constatar de los resultados referidos a la calidad de la frecuencia del SEIN.

Sin perjuicio de lo indicado, y en caso el COES u OSINERGMIN mantengan esta metodología del cálculo del CUR, sugerimos que, en el Anexo 4 del Proyecto sea considerado un factor de disuasión “Kd” igual a 0,5 y no 1,5, con la finalidad de que la penalidad sea exorbitante respecto de la que se obtiene bajo la aplicación del PR-21 vigente, evitando penalidades desproporcionadas e irracionales en contravención de los principios de la potestad sancionadora que la Autoridad ejerce en este caso.

Opinión del COES

Parcialmente de acuerdo.

Respecto a las afirmaciones de Kallpa señalando que el COR no tiene justificación alguna y que no se analiza el impacto a los Generadores en el Informe Técnico Económico Legal, es preciso señalar que el planteamiento del COES guarda total coherencia con las metodologías de cálculo de tarifas donde se selecciona la alternativa más eficiente para brindar el servicio, utilizando dicha alternativa como valor de referencia para fijar un valor del incentivo al cumplimiento.

En ese sentido, la metodología de cálculo del COR utiliza como referencia un Sistema de Banco de Baterías, el cual, a la fecha, se configura como una buena alternativa de costo eficiente.

Respecto a la aseveración del agente sobre que el actual sistema de incentivo al cumplimiento es efectivo ya que se ha evidenciado la mejora de la calidad de frecuencia, debemos indicar que esta aseveración no considera en su análisis que la sola obligatoriedad de prestar el servicio de RPF, es la que tiene el impacto directo de mejora en la calidad de la frecuencia, pues el aproximadamente el 670% del parque generador que contribuye de manera global a la mejora de la calidad de frecuencia.

Asimismo, se observa que aproximadamente el 30% de los Grupos con obligación de cumplir el servicio, aún se encuentren incumpliéndolo (ver estadística presentada en el gráfico). Evidenciándose así la necesidad de mejorar el mecanismo de incentivo al cumplimiento con el objetivo de lograr la participación de la prestación del servicio de todas las unidades de generación que tienen la obligación.



De manera complementaria, tal como se expone en el Informe Técnico N° 596-2019-GRT, el proceso de incorporar el incumplimiento de RPF en función al costo de RSF, no establece una señal apropiada para el incentivo al cumplimiento del servicio de RPF (numeral 3.4.2 del Informe Técnico Económico Legal)

En este sentido no se puede concluir que el actual sistema de incentivo al cumplimiento es completamente efectivo, por lo que surge la necesidad de mejorar dicho sistema.

Respecto a los valores de los insumos utilizados para el cálculo del cargo por incumplimiento (COR6), debemos indicar que estos son referenciales y han sido obtenidos de revistas técnicas y fuentes internacionales, tal como se ha presentado en el Informe Técnico Económico Legal. Sin embargo, se ha realizado una revisión del cálculo del COR considerando nueva información de los Estudios de Operatividad para la conexión del Banco de Baterías en la SE Ventanilla por parte de la empresa ENEL GENERACIÓN PERÚ, trayendo como resultado un mejor de dimensionamiento del COR respecto a los parámetros necesarios y tales como: (i) capacidad máxima en unidades de potencia asociado a un costo unitario de capacidad y (ii) la autonomía necesaria en unidades de horas, que es equivalente a medir la capacidad carga y descarga en unidades de energía.

Así, para determinar la autonomía requerida para el buen cumplimiento del servicio de RPF, se partió del cuadro del numeral 9.2 del procedimiento. En base a ello, se realizó un cálculo integral de la energía necesaria para una unidad de potencia de reserva para RPF, el cual resulta en una autonomía necesaria de 0,15 h. Debido a que el BESS en todo momento debe estar preparado para asumir una sobre-frecuencia o sub-frecuencia, el BESS deberá tener una autonomía tanto para cargar o descargar la energía equivalente al tiempo que debe asegurar el servicio: 0,15 h; por tanto, deberá ser dimensionado con el doble de requerimiento de autonomía, que equivale en 0,3 h. En resumen, el equipo BESS dimensionado para cumplir una unidad de potencia (MW), debe poseer una energía de almacenamiento de 0,3 MWh.

6 El termino COR es una propuesta que reemplaza al término CUR según el análisis de la Observación 4 de

Termochilca.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

ene

-18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

jun

-18

jul-

18

ago

-18

sep

-18

oct

-18

no

v-1

8

dic

-18

ene

-19

feb

-19

mar

-19

abr-

19

may

-19

jun

-19

Porcentaje de incumplimientos por mes (%)



En base a las referencias técnicas, los BESS destinados al servicio de regulación de frecuencia están incluidos en el grupo de los “Short - duration”, los cuales presentan autonomías que van del rango de 0,3 a 0,5 h, valores que, de acuerdo con lo expuesto, cumplen con el procedimiento vigente.

En consecuencia, con base a las premisas indicadas, se actualizará el valor inicial del COR al nuevo valor de 2250 S//MW-día. Esta nueva consideración debe ser implementada en la metodología descrita en el Anexo 4 del procedimiento propuesto.

Respecto a los cuadros mostrados por el agente sobre la penalidad de incumplimiento por RPF, menciona que estos son casos particulares. En atención a ello, se realizó una revisión del cargo por incumplimiento medio desde el año 2016, en ella se evidencia la alta volatilidad del cargo, el cual varía desde 381 S//MW-día a 4476 S//MW-día. Se concluye entonces que la propuesta del procedimiento es proporcional y racional respecto a los cargos por incumplimiento que ya se han presentado en años anteriores.

A manera de ejemplificar lo mencionado, en el gráfico siguiente se ha superpuesto el COR propuesto con los cargos por incumplimientos de años anteriores, evidenciándose que no existen valores desproporcionales, sino que, por el contrario se verifica que tiende a un valor promedio.

Respecto a la observación del factor de disuasión, debemos recalcar lo ya mencionado en el Informe Técnico Económico Legal. En dicho Informe, se hacía mención que el objeto de existencia de este factor era romper la zona de indiferencia de un generador incumplidor, entre el costo de oportunidad de proveer el servicio con un Equipo para RPF y el costo del cargo por incumplimiento. En ese sentido, considera la propuesta totalmente razonable y proporcional.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

May

-16

Ago

-16

No

v-1

6

Mar

-17

Jun

-17

Set-

17

Dic

-17

Abr

-18

Jul-

18

Oct

-18

Feb-

19

Cargo INC - PR Vigente

Valor inicial para el cargo propuesto, ajustado según la revisión realizada por

2250




De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, se considerará un valor inicial de COR igual a 2250 S//MWh-día.

3. Comentarios de Termochilca

3.1. Comentario 1

Numeral 10

Sobre la delegación del servicio

Sustento

Recomienda que en este numeral se debe precisar que para ser una central o unidad “encargada” para brindar el servicio de RPF, necesariamente tiene que encontrarse en operación o despacho, debido a que solo se menciona en el Anexo 3 para el caso de evaluación de incumplimiento dejando libre la posibilidad de que la central o unidad pueda ser una ENCARGADA si no está operando y utilizar su EQUIPO DE RPF para brindar este servicio.

Por tal motivo, sugiere incorporar esta aclaración en el numeral 10 o caso contrario en la definición del término de ENCARGADA en el numeral 3.3.

Opinión del COES


La acotación que menciona el Agente se encuentra ya contemplada en el numeral 8.4 de la propuesta de modificación del PR-21.


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21.

3.2. Comentario 2

Numeral 12.1

Evaluación del Cumplimiento de la RPF

Sustento del Agente

En el literal a) del numeral 12.1, mencionan que el COES efectuará una evaluación del cumplimiento del servicio de RPF de todas las unidades; asimismo, indican las excepciones para no efectuar la evaluación.

Sin embargo, debería incluirse dentro de los casos de excepciones de evaluación del cumplimiento del servicio RPF, los casos en que la unidad no haya operado, ya sea por despacho o por mantenimiento, como el actual PR-21.

Asimismo, incorporar como se incluirá o evaluará a las centrales renovables (solares, eólicas y mareomotrices), debido a que en este numeral no se especifica, como si lo hace el actual PR-21.

Opinión del COES




Debemos indicar que los casos de excepción de la evaluación del cumplimiento del servicio de RPF en los casos en que el Grupo no haya operado, ya se encuentra contemplado en el numeral 6.5. Cabe mencionar que la motivación de la no operación no es parte del criterio de excepción, sino únicamente se contempla la no operación del Grupo.

Por otro lado, sobre la inclusión de las centrales RER, debemos indicar que el actual PR-21 cita textualmente lo establecido en el numeral 6.2.2 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en tiempo real de los Sistemas Interconectados. En ese sentido, la propuesta de modificación se rige por las disposiciones legales y sus respectivas normas concordantes, modificatorias y sustitutorias establecidas en su Base Legal (precisamente en el numeral.2.6). Sin embargo, para evitar confusión por parte del agente, se propone modificar la redacción del literal a) del numeral 12.1 de la siguiente manera:


Literal a) del Numeral 12.1

a) El COES efectuará una evaluación del cumplimiento del servicio de RPF de todas las unidades de generación todos los Grupos y Centrales que operaron con la obligación de prestar el servicio de RPF para todos los días del mes, (…)”

(…) La información mencionada deberá ser remitida hasta las 08:00 horas del día

siguiente, en el formato y medio establecido por el COES. (…)


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el literal a) del numeral 12.1 quedará redactado de la siguiente manera:

“a) El COES efectuará una evaluación del cumplimiento del servicio de RPF de todos los Grupos y Centrales que operaron con la obligación de prestar el servicio de RPF para todos los días del mes, excepto en las siguientes situaciones:”

3.3. Comentario 3

Numeral 13

Cargo por incumplimiento

Sustento del Agente

En el numeral 13.1, en la fórmula para calcular el indicador mensual de cumplimiento del servicio de RPF por parte de la unidad de generación g:

Se indica que el parámetro de presencia Pi,j , será uno (1) en el caso la unidad haya operado en algún periodo del día de evaluación, caso contrario será igual a cero (0).



No se debería incluir dentro del cálculo del indicador mensual de cumplimiento del servicio de RPF, los días en que la unidad no haya operado, debido a que no sería lógico colocar Cumplig = 0 cuando la unidad no puede ni tiene registros para ser evaluada y encima penalizarla con cumplimiento cero (0).

Por otro lado, mencionan que los cargos por incumplimiento y su distribución serán incorporados como “derecho de pago y cobro” en el informe LSCIO del mes de evaluación, lo que en la práctica significa que se remunerará la prestación efectiva con lo que se recaude de las unidades que incurren en incumplimiento.

De acuerdo al numeral 6.2.2 de la Norma técnica para la coordinación de la operación en tiempo real de los sistemas interconectados (NTCOTRSI) “la RPF es un servicio obligatorio y permanente, NO SUJETO A COMPENSACION...”

Asimismo, en el procedimiento actual se penaliza el incumplimiento mas no se compensa y/o remunera la prestación del servicio, en concordancia con lo estipulado en la NTCOTRSI

Por tal motivo, esta metodología de liquidación del servicio de RPF se opone a lo dispuesto en la NTCOTRSI

Opinión del COES


En referencia a la observación del indicador mensual de cumplimiento del servicio de RPF, está de acuerdo con el agente de no incluir los días en que el Grupo no haya operado. Por otro lado, aclara que la variable no tiene un sentido de

penalización, por el contrario, aquellos Grupos que resulten con un valor de

que supere al umbral FaC, serán las acreedoras del incentivo.

Respecto al tema de la metodología de penalización, se sugiere revisar la opinión del COES al Comentario 6 de Electroperú.

Por otro lado, el agente interpreta que, la expresión de “derecho y cobro” en la propuesta de modificación del PR-21, es una remuneración a la prestación efectiva de los Grupos que incurren en incumplimiento y que, en consecuencia, sería una compensación contraviniendo en ello a lo establecido a la NTCOTRSI.

Al respecto menciona que la interpretación de parte del agente es errónea, ya que como se explicó en el Informe Técnico Económico Legal, una de las problemáticas que se presentan en la liquidación del cargo por incumplimiento, es que existen saldos del cargo mensual que genera un vínculo temporal entre liquidaciones de meses consecutivos, presentándose indefiniciones cuando se presenta un recurso de reconsideración, restándole seguridad jurídica a los resultados emitidos por el COES. En ese sentido, en efecto el procedimiento vigente presenta penalizaciones a los incumplimientos, los cuales son liquidados en la liquidación del servicio de regulación secundaria, disminuyendo los montos de pago por este servicio, sin constituir de manera alguna en una compensación.

La propuesta de modificación del PR-21 contempla que la liquidación del cargo por incumplimiento se realice dentro del marco del mismo PR-21. En ese sentido, tal como se explicó en el Informe Técnico Económico Legal, la propuesta considera distribuir el cargo total de incumplimiento entre todos aquellos Grupos que posean la obligación de prestar el servicio de RPF, como un incentivo al cumplimiento, tal y



como a la fecha se tiene; así, lo mencionado no implica de manera alguna una compensación.

En este punto, se debe indicar que, la definición de compensación7 implica igualar en opuesto sentido el efecto de una cosa con el de otra, es decir, para efectos de la propuesta de liquidación de la propuesta de modificación del PR-21, el concepto de “compensar” no se puede aplicar, dado que la liquidación de los cargos por incumplimiento tiene como finalidad incentivar el cumplimiento de aquellos Grupos que poseen la obligación de cumplimiento del servicio de RPF, mas no el de eliminar totalmente el cargo por incumplimiento que les corresponde, lo cual se encuentra en línea con lo establecido en la NTCOTRSI.

Sin perjuicio de lo expuesto, y para mejorar la comprensión de la propuesta de modificación del PR-21, se sugiere modificar la redacción de la siguiente manera:


Numeral 13.3:

“13.3 Los cargos por incumplimiento y su distribución liquidación, serán

incorporados como derechos de pago y cobro en el Informe LSCIO del

mes en evaluación.”


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el numeral 13.3 del proyecto del nuevo PR-21 quedará redactado de la siguiente manera:

“13.3 Los cargos por incumplimiento y su liquidación, serán incorporados en el

Informe LSCIO del mes en evaluación.”

3.4. Comentario 4

ANEXO 4

Sustento

Por lo mencionado en el Comentario 3, el cálculo del CUR se opone a lo estipulado en la NTCOTRSI.

Opinión del COES

De acuerdo parcialmente con el agente.

Tal como se ha sustentado en el Comentario 3 de Termochilca, el CUR no se opone de manera alguna a lo establecido en la NTCOTRSI, pues la finalidad del CUR es valorar un incentivo al cumplimiento respecto al servicio de RPF, lo cual se encuentra en línea con los conceptos de regulación para servicios públicos y en línea con lo establecido en la NTCOTRSI.

Sin embargo, con la finalidad de evitar interpretaciones erróneas como la realizada por el Agente y dado que CUR significa literalmente: “Costo unitario de reserva rotante para la regulación”, se sugiere cambiar el CUR por el término COR que significa: “Costo de Oportunidad Unitario de la Reserva no Suministrada” de reserva rotante para la regulación.

7 Definición de la palabra “compensar” según lo establecido en el diccionario de la lengua española (RAE – ASALE) -

https://dle.rae.es/compensar

https://dle.rae.es/compensar




De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, se reemplazará el término “Costo Unitario de Reserva” (CUR) por el término “Costo de Oportunidad Unitario de la Reserva no Suministrada” (COR) en todo el proyecto del nuevo PR-21.

4. Egehuallaga

4.1. Comentario 1

Anexo 3, numeral 2

Sugiere a COES estudiar e implementar la utilización de un modelo simplificado de mayor orden, por tipo de tecnología de generación; u, óptimamente, utilizar el modelo completo de cada regulador de velocidad para dichas evaluaciones. El modelo completo de los reguladores se construiría a partir de pruebas en campo, para cada generador, con la supervisión del COES, y con dicho modelo se debería realizar la evaluación diaria de cumplimiento de RPF en el SEIN.

Se entiende que la implementación de esta sugerencia podría ser de orden orientativo y de progresiva implementación y cumplimiento.

Sustento

En la evaluación del cumplimiento de la RPF se utiliza un modelo lineal para representar la respuesta del regulador de velocidad de los generadores (sistema no lineal); sin embargo, esta representación es adecuada solo dentro de un rango de operación limitado. Dado que el sistema eléctrico peruano es aún un sistema débil (ver figura 1); en ocasiones, con variaciones de frecuencia significativas -en comparación a sistemas más robustos-, con variaciones continuas y de magnitud considerable, los modelos lineales no representaran correctamente el comportamiento de los reguladores de velocidad.

Opinión del COES

Ver opinión del COES al Comentario 3 de Kallpa.


Ver análisis del Osinergmin al Comentario 3 de Kallpa.

5. Electroperú



5.1. Comentario 1

Sobre los objetivos de la modificación del PR-21 (CONSIDERANDO del Proyecto):

Sustento del Agente

En el sexto párrafo del CONSIDERANDO del Proyecto de Resolución se señala que entre las modificaciones al PR-21 propuestas por el COES, se encuentra la siguiente:

Proyecto de Resolución

CONSIDERANDO

“(v) prohibir la asignación del servicio de RPF a las URS (Unidades de Regulación

Secundaria) asignadas para el servicio de RSF, …”

Con este texto, se estaría proponiendo que las URS con asignación de reserva para RSF no realicen el servicio de RPF. Es decir, que las URS estarían exoneradas de realizar RPF, lo cual contraviene la obligación establecida en el numeral 6.2.2 de la NTCOTRSI.

Sugiere que este texto sea retirado a fin de evitar controversias en la interpretación del PR-21 a aprobarse.

Opinión del COES

De acuerdo con el Agente.

En efecto el sexto párrafo de los “Considerandos” del Proyecto de Resolución entra en conflicto con el texto de la propuesta de modificación del PR-21.


De acuerdo con el comentario. Por tal motivo, se eliminará el numeral (v) del sexto párrafo del proyecto de resolución, a fin de a fin de evitar una interpretación errónea.

5.2. Comentario 2

Definición del término “Equipo para RPF” (Numeral 3.3 del Proyecto de PR-21)

Sustento del Agente

En el Proyecto de PR-21 se ha propuesto la siguiente definición para el término Equipo para RPF:

Proyecto de PR-21

3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

3.3 Para la aplicación del presente procedimiento, los siguientes términos en

singular o plural que se inicien con mayúscula tienen el significado que se

indica a continuación:

Equipo para RPF: Equipo para RPF: [sic] Equipo que pertenece a una

central y/o unidad de generación, y que es utilizado para brindar el servicio

de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no

podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o

unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la

reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente

dentro de las instalaciones de la central.



A fin de evitar que la definición sea muy genérica se propone especificarla más, utilizando en la definición el término “equipo de almacenamiento de energía” o “sistema de almacenamiento de energía”.

Por otro lado, en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones de los Procedimientos Técnicos del COES vigente, el término unidad de generación está definido de la siguiente manera:

Glosario

“Unidad de generación: Para el caso de las centrales térmicas, es el arreglo: motor primo, generador y transformador asociado.

Para el caso de las centrales hidroeléctricas, se considera como unidad de generación a la central en su conjunto.”

Para evitar contradicciones o controversias con otras definiciones del Glosario que además son utilizadas en otros procedimientos técnicos del COES, se sugiere modificar la primera parte de la definición en la forma siguiente:

“Equipo para RPF: Equipo de almacenamiento de energía asociado físicamente a una central y/o unidad de generación, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Para efectos de evaluación del cumplimiento de este procedimiento, será considerado como un equipo conformante de la central y/o unidad de generación a la cual está asociada.

Asimismo, respecto a la segunda parte de la definición propuesta en el Proyecto de PR-21, no consideramos adecuado limitar la capacidad máxima del Equipo para RPF al margen de reserva asignada de la unidad asociada, el cual es una variable que cambiará no solo por la revisión anual prevista en el numeral 5.4 del Proyecto de PR-21 sino por los cambios en la potencia disponible de la propia unidad o central. Se debe dejar a criterio y riesgo del titular del equipo la determinación de su capacidad, considerando que de acuerdo a los procedimientos técnicos vigentes y el PR-21 que está en proceso de aprobación, la operación de estos equipos sólo está prevista para fines de RPF.

Propone el siguiente texto:

“… La entrega de reserva de este equipo no podrá exceder el margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo aportar su reserva a la misma barra de alta tensión en la que entrega su energía la central o unidad de generación.

Opinión del COES

De acuerdo parcialmente con el agente.

Respecto al uso del término almacenamiento de energía” que solicita el agente, ve el inconveniente que este término no limita el uso de este tipo de equipos, escapando al alcance del procedimiento.

Respecto a la limitación de la capacidad máxima del Equipo para RPF, ver opinión del COES al Comentario 1 de Enel.




De acuerdo con la explicación del COES sobre el término general de Equipo para RPF. Sobre la definición y límite de los Equipos para RPF, se sugiere ver el análisis de Osinergmin al Comentario 1 de Enel.

Por lo tanto, el proyecto del nuevo PR-21 no se modificará debido al presente comentario.

5.3. Comentario 3

Condiciones para ser Delegante (numeral 3.3 del Proyecto PR-21)

Sustento del Agente

La definición del término Delegante resulta muy restrictiva. Se sugiere que también se permita delegar el servicio cuando exista otra unidad que lo pueda prestar con un mejor desempeño (en términos de mejora de tiempos de respuesta y de la seguridad del sistema).

Proyecto PR-21

“Delegante: Aquella central y/o unidad de generación que brinda el servicio de RPF a través de otra central y/o unidad de generación; siempre que la causa sea una imposibilidad técnica debidamente sustentada.”

Opinión del COES

Ver opinión del COES al Comentario 4 de Enel.


Ver análisis de Osinergmin al Comentario 4 de Enel. Por lo tanto, el proyecto del nuevo PR-21 no debe ser modificado por el presente comentario.

5.4. Comentario 4

Sobre la naturaleza del “Equipo para RPF” y consideraciones especiales de su operación

Sustento

Según lo discutido hasta el momento entre el COES y Osinergmin durante el procedimiento de aprobación en curso, el equipo de almacenamiento que se instale para RPF no produciría variación de la potencia instalada.

Se debe explicitar el tratamiento de la energía inyectada o absorbida por estos equipos en la valorización de transferencias de energía activa y en la determinación del intervalo de punta para la valorización de las transferencias de potencia, así como las consideraciones especiales a ser tomadas en la programación de la operación.

Opinión del COES

El Equipo para RPF está contemplado como un equipo que forma parte de la central. En ese sentido, se solicita ver la opinión del COES al Comentario 21 de Enel.


Ver análisis de Osinergmin al Comentario 21 de Enel.

5.5. Comentario 5



Programación de la reserva para RPF en el despacho (Numeral 11 del Proyecto PR-21).

Sustento

De acuerdo al numeral 11 del Proyecto PR-21, el nivel de generación de una unidad de generación a determinarse en la programación (Generacióni,p), tendría la siguiente restricción:

Donde:

Disponible MWi,p: Potencia máxima (en MW) que puede entregar una unidad

de generación “i” para el despacho económico en el

período de optimización p. La potencia máxima se

determinará tomando en cuenta todo aquello que cause

una reducción de la Potencia efectiva, tales como:

condiciones hidrológicas y ambientales del día previo al

despacho económico, Indisponibilidades parciales u otros

similares.

%RA: Reserva primaria asignada a la unidad de generación.

Pmínimai: Generación Mínima Técnica de la unidad de generación “i”

registrada en su correspondiente ficha técnica aprobada

por el COES.

Pero la expresión señalada sólo sería aplicable a una unidad que asume, ella misma (sin un Equipo para RPF), su responsabilidad de prestar la RPF. Así, si dicha unidad no presenta alguna restricción que reduzca su potencia disponible por debajo de su potencia efectiva, el rango en el que se programaría su operación vendría dado por la zona gris del siguiente esquema:



Sugiere adecuar la expresión o incluir otra que sea aplicable al caso de las unidades que asumen su propia responsabilidad, pero mediante el uso de un Equipo para RPF. En este caso, entendemos que la RPF con un Equipo para RPF, permitiría ampliar el rango de operación posible de una unidad de generación, de acuerdo a lo que se muestra en el siguiente esquema:

RRPFUG

RRPFUG

Generacióni,p

RRPFBES

RRPFUG

RRPFUG

RRPFBES

Generacióni,p Generacióni,p



En conclusión, una unidad Delegante no requiere mantener reserva, pues ésta será aportada justamente por otra central o un Equipo para RPF.

Asimismo, se sugiere incluir las modificaciones que sean aplicables para los casos en que se ha acordado una delegación total o parcial del servicio de RPF.

Opinión del COES


En el numeral 11 del PR-21 se indica que, en las restricciones del despacho económico se incluirá el porcentaje de RPF asignado a cada uno de los Grupos. En ese sentido, se presenta una formula genérica con el objetivo que el total de la RPF solicitada a cada uno de los Grupos que tienen la obligación de cumplir con el servicio de RPF, sea considerada en el Programa de Corto Plazo (PDO). Sin embargo, considerando que existen Grupos que podrían brindar el servicio de RPF mediante un Equipo para RPF, no se considerará restricción alguna en su generación. En línea con ello, se sugiere la modificación del numeral 11 del PR-21:


“11. PROGRAMACIÓN DE LA RESERVA PARA RPF EN EL DESPACHO ECONÓMICO …

%RA: Reserva primaria asignada al Grupo Generador, determinado en el estudio anual indicado en el numeral 5.3 5.4 expresado en %. Cuando un Grupo realice la RPF mediante su Equipo para RPF, el valor de %RA será igual a cero.”

Las consideraciones adicionales que menciona el agente respecto a la delegación entre Grupos, obedecen a incorporaciones de otras restricciones en el modelo de despacho económico para el PDO, lo cual tienen su tratamiento en el Numeral 2 del Anexo 2 del Procedimiento Técnico del COES N° 01 “Programación de la Operación de Corto Plazo” (PR-01), en donde se indica que la incorporación de otras restricciones dependerá de la capacidad del modelo matemático para representarlas adecuadamente y que el tiempo de cálculo sea compatible con su aplicación práctica.


Parcialmente de acuerdo con la opinión del COES, ya que si bien es cierto, existe la posibilidad de que algunos Grupos brinden el servicio de RPF mediante su Equipo para RPF, no necesariamente el Equipo para RPF podría asumir la totalidad de su respectiva reserva asignada, por lo que dependerá de cada caso. Por lo tanto, se sugiere la siguiente modificación del numeral 11 del proyecto del nuevo PR-21:

“11. PROGRAMACIÓN DE LA RESERVA PARA RPF EN EL DESPACHO ECONÓMICO

(…)

%RA: Reserva primaria asignada al Grupo, determinado en el estudio anual indicado en el numeral 5.4 expresado en %. Cuando un Grupo realice la RPF mediante su Equipo para RPF, el COES determinará con el debido sustento, el valor de %RA correspondiente según sea el caso, lo cual deberá ser indicado en el respectivo programa de operación. ”



5.6. Comentario 6

Incentivo por cumplimiento

Sustento

Tomando en cuenta las ecuaciones de cargos por incumplimiento que se muestran a continuación:

En la ecuación N° 3, no se debe incluir en la sumatoria los días que no opera el Grupo, de lo contrario su nivel de cumplimiento disminuirá de modo irreal.

Según la ecuación N° 4, la distribución de incentivo es proporcional al cumplimiento que realiza un Grupo, lo que es razonable. No obstante, la restricción para otorgar el incentivo está dada por el nivel de incumplimiento del Sistema en su conjunto (FaC), lo cual resulta incoherente.

Si Cumplig ≤ FaC … Entonces Cumplig = 0

En efecto, si el Sistema tuviese un nivel de incumplimiento como 90% (es decir cumplimiento = 20%), un Grupo que cumpla con 80% no podría recibir incentivo, pero sí penalidad y el dinero de esa penalidad no tendría destino, pues el Sistema tampoco cumpliría con la restricción.

Sugiere modificar la restricción de modo que se distribuya coherentemente entre los que tengan mayor cumplimiento.

Opinión del COES

Sugiere aceptar parte de la propuesta del agente.

i). Concuerda con el agente sobre el comentario a la ecuación Nº 3, ya que el cumplimiento promedio mensual sólo debe considerar los días que el Grupo ha operado, en este sentido la formulación sugerimos modificar la fórmula de la siguiente manera:

ii). Respecto a la distribución del incentivo, consideramos que no es necesaria modificación alguna. El incentivo al cumplimiento se reconoce sólo a aquellos Grupos que hayan alcanzado un cierto nivel de cumplimiento, a este primer segmento pertenecen los Gruposs que obtuvieron un indicador mensual de cumplimiento ( ) mayor a un umbral (FaC). Identificado este segmento de

Grupos, el monto obtenido de los cargos por incumplimiento (monto total) se



reparte entre ellos en función a su producción mensual de energía activa y su indicador mensual de cumplimiento.

Por otro lado, los Grupos que no hubiesen alcanzado un indicador mensual de cumplimiento mayor al umbral, consecuentemente no serán acreedores del incentivo; por ello, en la formulación ingresarán con el indicador , con ello se

obtiene un incentivo igual a 0.

Adicionalmente, el FaC tiene como objetivo de establecer una frontera y seleccionar a Grupos cumplidores del servicio, mas no establecer un nivel de incumplimiento en el sistema. Por ejemplo: si un Grupo “a” tiene un y el FaC ha sido

establecido en un valor igual a 10%, a este Grupo no se le otorga el incentivo; por otro lado, todos los Grupos están obligados a asumir una penalidad (cargo por incumplimiento) en función a su nivel de incumplimiento.

En referencia a la afirmación de Electroperú donde indica que la penalidad del Grupo “a” no tendría destino, debemos indicar que la fórmula 4 sí establece el destino de los montos recaudados por incumplimiento. Esta formulación permite repartir el monto total sólo entre los Grupos del primer segmento, dado que los Grupos del segundo segmento ingresan en la formulación con .

Sin perjuicio de lo indicado y para un mejor entendimiento, se ha identificado una oportunidad de mejora en la formulación de esta sección, para ello se sugiere ordenar la formulación y suprimir la variable intermedia , colocando sólo se pone

su resultado de resultando esta igual a 0. Cabe indicar que con esta

modificación los resultados no son alterados, esta sección quedaría así:


Antes (numeral 13.1) Propuesto (numeral 13.1)


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, corresponde modificar el numeral 13.2 del proyecto del nuevo PR-21, de acuerdo a lo sugerido por el COES.

5.7. Comentario 7

Registros de potencia y frecuencia (numerales 6.5, 7.2 f) y 8.5 del Proyecto PR-21).

Sustento del Agente

En el numeral 6.5 del Proyecto PR-21 se establece que cada Generador debe remitir diariamente los registros de frecuencia y potencia:

Proyecto de PR-21



6.5 Cada Generador Integrante deberá remitir diariamente al COES los registros de frecuencia y potencia según lo establecido en el literal f) del numeral 7.2 del presente procedimiento, así mismo, las URS que hayan brindado el servicio de RSF, deberán remitir los registros de la señal de potencia consigna del AGC (set point) al segundo y/o las señales individualizadas y procesadas internamente en planta para cada unidad de generación (en aquellos casos en los que una URS esté conformada por más de una (01) unidad de generación), según lo establecido en el literal g) del numeral 7.2 del presente procedimiento. La información mencionada deberá ser remitida hasta las 08:00 horas del día siguiente, en el formato y medio establecido por el COES. Esta información no es exigible a aquellas unidades de generación que no operaron durante el día de evaluación.

(…)

7.2 De los Integrantes del COES

Disponer de un sistema de medición debidamente calibrado según lo detallado en el numeral 8.4 del presente documento. [sic]

Para la remisión de dichos registros, el Generador se debe servir de un sistema de medición asociado a la unidad de generación con las especificaciones técnicas que serían las señaladas en el numeral 8.5 del Proyecto PR-21:

Proyecto de PR-21

8.5 El sistema de medición que registre continuamente la frecuencia y potencia en bornes de la unidad de generación deberá encontrarse debidamente calibrado, y poseer una resolución mínima de una muestra (01) por segundo con estampado de tiempo, una precisión de 0,5% para la medición de potencia activa y una precisión de 0,01 Hz para la frecuencia. Esta información de potencia y frecuencia deberá mantenerse almacenada como mínimo para una ventana móvil de treinta y un (31) días. La sincronización de tiempo deberá realizarse a través de un GPS.

De los numerales citados, el COES habría establecido las especificaciones técnicas mínimas por lo que solicitaría los registros de potencia únicamente para los medidores asociados a la unidad de generación, sin precisar sobre los registros y especificaciones técnicas mínimas de los sistemas de medición asociados al Equipo para RPF, sistemas que entendemos serían independientes.

Por esto, sugerimos que se aclare esta cuestión y de ser el caso se realicen las precisiones que correspondan no sólo en el cuerpo principal del Proyecto PR-21 sino en su Anexo 3 (Evaluación del Cumplimiento de la RPF).

Opinión del COES

De acuerdo con la observación del Agente

Sugiere incluir la exigencia que debe tener el sistema de medición a los Equipos para RPF, para este fin se propone la siguiente redacción:


“8.5 Tanto el sistema de medición que registra continuamente la frecuencia y potencia en bornes del Grupo de la unidad de generación, así como el sistema de medición bidireccional que registra continuamente potencia y frecuencia del equipo para RPF, deberán encontrarse debidamente



calibrados, y poseer una resolución mínima de una muestra (01) por segundo con estampado de tiempo, una precisión de 0,5% para la medición de potencia activa y una precisión de 0,01 Hz para la frecuencia. Esta información de potencia y frecuencia deberá mantenerse almacenada como mínimo para una ventana móvil de treinta y un (31) días. La sincronización de tiempo deberá realizarse a través de un GPS.”

Así mismo, el COES considera oportuno se precise los Grupos o Centrales por las que el Equipo de RPF prestará el servicio, así mismo, se debe indicar el tratamiento de la contribución de reserva al momento de la Evaluación del Servicio de RPF. En este sentido se propone la siguiente redacción para los numerales a continuación:


“8.6 En caso un Generador Integrante decida que todos los Grupos de su todas las unidades de una Central o URS de su titularidad, sean evaluadas como si fuese una Central sola unidad de generación, deberá comunicar al COES por escrito dicha decisión, indicando las unidades los Grupos que deben ser consideradas bajo este supuesto. La reserva asignada para RPF será igual a la sumatoria de las reservas individuales asignadas, pudiendo contar con un solo equipo de medición, que incluya las mediciones de su Equipo para RPF en caso corresponda, que cumpla con las condiciones mencionadas en el párrafo precedente.”

8.7 El titular de Grupo o Central que cuente con un Equipo para RPF deberá comunicar al COES el listado de Grupos por el que el Equipo de RPF brindará el servicio.”

Así mismo, es necesaria la siguiente precisión en la siguiente definición del literal b) del numeral 4 del Anexo 3:

“ΔPo : Aporte de potencia para RPF del Grupo o Central más el aporte de potencia de su Equipo para RPF, obtenidos de la simulación del escalón de frecuencia (numeral 3 del presente anexo).”


De acuerdo con la opinión del COES. Por tal motivo, corresponde modificar los numerales 8.5, 8.6 y el numeral 4 del Anexo 3, e incorporar el numeral 8.7 al proyecto del nuevo PR-21, tal como se muestra a continuación:

“8.5 Tanto el sistema de medición que registra continuamente la frecuencia y potencia en bornes del Grupo, así como el sistema de medición bidireccional que registra continuamente potencia y frecuencia del Equipo para RPF, deberán encontrarse debidamente calibrados, y poseer una resolución mínima de una muestra (01) por segundo con estampado de tiempo, una precisión de 0,5% para la medición de potencia activa y una precisión de 0,01 Hz para la frecuencia. Esta información de potencia y frecuencia deberá mantenerse almacenada como mínimo para una ventana móvil de treinta y un (31) días. La sincronización de tiempo deberá realizarse a través de un GPS.

8.6 En caso un Generador Integrante decida que todos los Grupos de Central o URS de su titularidad, sean evaluadas como si fuese una Central, deberá comunicar al COES por escrito dicha decisión, indicando los Grupos que deben ser consideradas bajo este supuesto. La reserva asignada para RPF será igual a la sumatoria de las reservas individuales asignadas, pudiendo contar con un



solo equipo de medición, que incluya las mediciones de su Equipo para RPF en caso corresponda, que cumpla con las condiciones mencionadas en el párrafo precedente.”

8.7 El titular de Grupo o Central que cuente con un Equipo para RPF deberá comunicar al COES el listado de Grupos por el que el Equipo para RPF brindará el servicio.”

Literal b) del numeral 4 del Anexo 3:

“ΔPo : Aporte de potencia para RPF del Grupo o Central más el aporte de potencia de su Equipo para RPF, obtenidos de la simulación del escalón de frecuencia (numeral 3 del presente anexo).”

5.8. Comentario 8

Otras observaciones

Sustento del Agente

1. Numerales 6.2 y 6.3 del Proyecto PR-21: Puesto que los informes señalados en estos numerales y el procedimiento técnico mismo tratan de la evaluación del cumplimiento de RPF más que de la liquidación de la valorización de transferencias, se sugiere utilizar el término “mes de evaluación” en vez de “mes de valorización”.

2. Numerales 5.2, 5.3, 6.2, 6.3, 7.1 d) y 7.1 e) del Proyecto PR-21: Dado que en realidad el reporte señalado en los numerales 5.2, 6.2 y 7.1 d), es una versión preliminar del informe mensual señalado en los numerales 5.3, 6.3 y 7.1 e), se sugiere utilizar el término Informe preliminar de evaluación mensual de cumplimiento de servicio de RPF en vez de reporte preliminar.

3. Literales g) e i) del numeral 7.1 del Proyecto PR-21: En concordancia con las demás obligaciones señaladas en el numeral 7.1, expresar las obligaciones del COES en forma infinitiva.

4. Literal f) del numeral 7.2 del Proyecto PR-21: El numeral debe hacer referencia al numeral 8.5 del Proyecto PR-21, no al numeral 8.4.

5. Numeral 11 del Proyecto PR-21: Para la descripción del término %RA, debe hacerse referencia al numeral 5.4 del Proyecto PR-21, no al numeral 5.3.

6. Literal iv. del literal a) del numeral 12.1 del Proyecto PR-21: En este literal se hace referencia a otro (literal c) del numeral 7.2) con el que no está relacionado.

7. Literal e) del numeral 7.2 del Proyecto PR-21: Se hace referencia a un informe técnico que estaría mencionado en el literal c) del mismo numeral, pero en este literal no se menciona ningún informe.

Opinión del COES

Respecto a las observaciones varias del agente, para cada observación numerada, seguidamente sugiere la respuesta correspondiente:

1. De acuerdo con el Agente. Se sugiere modificar la redacción:


Numerales 6.2 y 6.3



Dice: “mes de valorización”

Debe decir: “mes de evaluación”

2. Parcialmente de acuerdo con el Agente.

Numerales 5.2, 5.3, 6.2, 6.3, 7.1 d) y 7.1 e)


Se sugiere modificar la redacción y referirse como Reporte preliminar de evaluación del servicio de RPF.

3. Parcialmente de acuerdo con el Agente. Se sugiere modificar el literal i) de la siguiente manera:

Literales i) del numeral 7.1


Dice: Determinación

Debe decir: Determinar

4. De acuerdo con el Agente.

5. De acuerdo con el Agente.

6. En desacuerdo con el Agente. El literal iv) del literal a) del numeral 12.1, se refiere a que se excluye los periodos en los que la URS se encuentre realizando pruebas en sus reguladores de velocidad siempre que sea a solicitud del COES en atención a la evaluación de desempeño que COES podría realizar, con la finalidad de velar por el cumplimiento del literal c) (según nueva numeración correspondería al literal b)) del numeral 7.2 del PR-21.

7. Ver respuesta a Observación N° 15 de Enel


De acuerdo con la opinión del COES. Por tal motivo, corresponde modificar de acuerdo a lo sugerido por el COES.

6. Comentarios de Hidrocañete

6.1. Comentario 1

El numeral 4 (Alcance) del nuevo PR- 21, señala que éste es de aplicación según la Base Legal del numeral 2 del mismo procedimiento, ofreciendo poca claridad respecto de los sujetos obligados.

Sustento del Agente

Sugiere precisar el Alcance de forma similar al PR- 21 anterior y la NTCOTRSI, con la siguiente redacción:

“4. ALCANCE

Este procedimiento es de cumplimiento obligatorio para todas las unidades de generación según la Base Legal del numeral 2 del presente procedimiento cuya potencia sea mayor a 10MW.



Quedaran exoneradas de tal obligación, además, las centrales de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz.”

Opinión del COES

Ver respuesta a Comentario 2 de Termochilca.


Ver análisis de Osinergmin al Comentario 2 de Termochilca.

7. Comentarios de REP

Se presenta las observaciones, opiniones y sugerencias respecto a la Resolución OSINERGMIN Nº 227-2019-OS/CD que pre-publica el proyecto de resolución mediante el cual se aprueba el nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” (PR-21) (en adelante “Proyecto de Norma”) y los Informes Técnicos Nº 596-2019-GRT (en adelante “Informe Técnico”) e Informe Legal Nº 597-2019-GRT (en adelante “Informe Legal”), que la sustenta y forman parte de la misma.

7.1. Comentario 1

Sobre la discriminación a los agentes y no inclusión de la innovación tecnológica.

Solicita modificar el Proyecto de Norma para que permita que los otros agentes del sector eléctrico tengan la oportunidad de brindar el servicio de delegación de RPF en concordancia con la NTCOTRSI.

Sustento

Según el numeral 6.1.1. la NTCOTRSI (ver Figura 1), los servicios complementarios pueden ser suministrados por cualquier Integrante del Sistema (que de acuerdo con el artículo 92° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas implica a las entidades que conforman un COES), razón por la cual no se debería restringir la delegación solo a Generadores. Se debe considerar además que, de la experiencia internacional, no existe indicio alguno que el delegar el servicio de RPF a una batería instalada en una subestación propiedad de un titular de Transmisión y alejada de las instalaciones de un generador, ocasione problemas al sistema.



Asimismo, como parte de la innovación tecnológica se debe prever que la normativa no se restrinja la participación y/o incorporación de nuevas tecnologías y agentes en el sector eléctrico.

Por lo expuesto, sugerimos que en el numeral referido, permita que los Transmisores pueden asumir la figura de Encargada, brindando el servicio de RPF a través de baterías ubicadas en sus subestaciones en representación de titulares de Generación delegantes. Asimismo, debe abrirse la posibilidad que la batería puede estar geográficamente alejada de la Unidad de Generación a quien representa en la prestación del servicio de RPF. En ese sentido, se propone el siguiente texto:

“3.3 (...)

Delegante: Aquella central y/o unidad de generación que brinda el servicio de RPF a través de otra central y/o unidad de generación c que mediante un Equipo para RPF; siempre que la causa sea una imposibilidad técnica debidamente sustentada.

Encargada: Aquella central y/o unidad de generación Aquel Integrante del COES que mediante un equipo para RPF que brinda el servicio de RPF por otra(s) unidad(es) y/o centrales de generación.

Equipo para RPF: Equipo para RPF: Equipo que pertenece a una central y/o unidad de generación u otro Integrante del COES, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.”

Opinión del COES




En primera instancia menciona que la propuesta de modificación del PR-21 no es de manera alguna discriminatoria o no inclusiva respecto a las nuevas tecnologías sino todo lo contrario.

El numeral 6.1.1 al que hace referencia REP, menciona lo siguiente:

“Los Servicios Complementarios podrán ser suministrados por cualquier Integrante del Sistema, en lo que le corresponda como tal.”

Así, la NTCOTRSI detalla en su numeral 6.2.2, que la RPF es un servicio obligatorio y permanente, no sujeto a compensación y debe ser prestado por todas las centrales de generación. Como se puede evidenciar, la NTCOTRSI es clara en indicar que la obligación del servicio de RPF es de las centrales de generación, es decir, de los generadores, así, el numeral 6.1.1 al que hace referencia REP, indica que este servicio puede ser brindado por cualquier Integrante del Sistema, siempre que le corresponda.

A la fecha, la inclusión de nuevas tecnologías para poder cumplir con la obligación del servicio de RPF no es una novedad, pues existen centrales que ya se encuentran implementando estos equipos para poder cumplir con sus obligaciones. En ese sentido, la inclusión del concepto de Equipo para RPF ha sido clarificar el tratamiento de estos equipos dentro del PR-21, contemplando todo tipo de tecnología que pudiese ser utilizado para este fin.

De manera complementaria, ver respuesta al Comentario 21 de Enel.


De acuerdo con opinión del COES. Por tal motivo, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21 debido al presente comentario.

7.2. Comentario 2

Sobre desarrollo de las condiciones técnicas cuando la RPF se preste con batería

Sustento

Recomienda que el procedimiento precise las condiciones técnicas a considerar cuando el servicio de RPF sea brindado por sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías. Cabe indicar que los sistemas de almacenamiento pueden brindar el servicio RPF en una ubicación física externa a las instalaciones del generador delegante.

Opinión del COES

La propuesta de modificación del PR-21 incorpora el concepto de Equipo para RPF de manera genérica, no centrándose únicamente en sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías, en ese sentido, ver opinión del COES al Comentario 2 de Electroperú.

Adicionalmente, menciona que los considerandos técnicos de todos los equipos que se conectan al SEIN, tienen su tratamiento en el Procedimiento Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20).


Ver análisis de Osinergmin al Comentario 2 de Electroperú.



7.3. Comentario 3

Sobre costos de carga y descarga cuando la RPF se preste con baterías.

Sustento

Recomendamos que el procedimiento precise que, al generador que delegue su obligación de regulación a un Equipo de RPF que no sea otra Unidad de Generación, se le asignarán en las transferencias de energía las entregas y retiros requeridos por el Equipo de RPF para la prestación del servicio de RPF; caso contrario se expondrá a que el en las liquidaciones se presenten retiros no declarados.

Opinión del COES


Las Entregas y Retiros en el mercado de corto plazo, tienen su tratamiento en otros procedimientos que se encuentran fuera del alcance del PR-21 y son regidos bajo el amparo del Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (RMME).

Así, la definición de Entrega que tiene el RMME indica lo siguiente:

“Energía activa contabilizada en una Barra de Transferencia asociada a la producción de energía de una Central de Generación de titularidad de un Participante, de acuerdo a lo que se señale en los Procedimientos”.

La definición de Retiro indica lo siguiente:

Energía activa contabilizada en una Barra de Transferencia asociada a:

i) El consumo del cliente de un Generador

ii) A un Distribuidor para atender a sus Usuarios Libres, siempre que dicha energía no esté cubierta con contratos de suministro suscritos con Generadores.

iii) Un Gran Usuario, siempre que dicha energía no esté cubierta con contratos de suministro con Generadores o Distribuidores.

Adicionalmente, los Participantes autorizados para vender en el MCP son los Generadores, y los Participantes autorizados a comprar en el MCP son los Generadores para atender sus contratos de suministro, Distribuidores y Grandes Usuarios.

Se concluye entonces que los consumos o retiros de un Equipo para RPF, no se pueden asignar de manera unilateral sin contemplar la normativa que a la fecha se encuentra vigente y que establece los lineamientos del actual Mercado Mayorista de Electricidad. Por consecuencia, debe encontrarse dentro de la operación de una central de generación, con el tratamiento que a la fecha tienen todos los equipos con que cuenta una central.

De manera complementaria, ver respuesta al Comentario 21 de Enel.


De acuerdo con la opinión del COES. Asimismo, el análisis del presente comentario se complementa con el análisis de Osinergmin al Comentario 21 de Enel.

7.4. Comentario 4

Sobre suscripción de contratos para Servicio de Delegación



Sustento del Agente

Recomienda que el procedimiento precise que se señale explícitamente que un Transmisor u otro agente también puede participar como Encargada del servicio de RPF, en concordancia con lo establecido en la NTCOTRSI, realizando el servicio a través de sistemas de baterías de su propiedad y en representación de un titular de Generación, pudiendo suscribir ambas partes un contrato para dicho propósito.

Asimismo, se recomienda implementar un cronograma para la presentación de los servicios de delegación (mensual, trimestral o anual) a fin de hacer más sencilla la operación e informar al COES sobre el agente encargado (que no sea restrictivo a un solo agente) a quién se le delegó el servicio e indicando el plazo y condiciones de este.

Opinión del COES

Considera improcedente la sugerencia del Agente.

Ver opinión del COES a los Comentarios 1, 2, y 3 de REP.

De manera complementaria, se debe indicar que el PR-21 no limita la firma de contratos bilaterales entre los Agentes generadores y los Agentes transmisores. En ese sentido, COES vela por el cumplimiento de todo lo establecido dentro de los alcances del PR-21


De acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21 debido al presente comentario.

8. Comentarios de Engie

8.1. Comentario 1

Comentario General

Sustento del Agente

El numeral 9.2 literal c) del proyecto del PR-21 establece que se deberá considerar como valor inicial un Tiempo de Respuesta (TR) de sesenta (60) segundos, el mismo que será revisado en cada estudio anual, para que la unidad entregue su máximo aporte al servicio de la RPF (el procedimiento vigente establece un tiempo de 30 segundos).

Sin embargo, en el Informe N° 596-2019-GRT, que complementa el Proyecto, se señala que las simulaciones realizadas por el COES evidencian la evolución de la frecuencia para un TR=30s y TR=60s, de lo que se desprende que se obtiene una mejor respuesta con el valor de TR=30s no solo porque se tiene una frecuencia más estable con mayor anticipación, sino que, adicionalmente, ante un TR=60s se tiene oscilaciones iniciales de mayor amplitud; por lo que la propuesta no genera un impacto positivo en la frecuencia del sistema.

En efecto, es importante señalar que, sin perjuicio de los cuestionamientos que tiene sobre que el servicio de RPF sea obligatorio y no remunerado, a la fecha Engie ha tenido que llevar a cabo ajustes a sus unidades para cumplir de la mejor forma con las exigencias establecidas por el PR-21 vigente. En ese sentido, no



queda claro cuál es la justificación para modificar dicho parámetro (incrementar el tiempo de respuesta a 60 segundos) aun cuando las propias simulaciones demuestran que con la propuesta de cambio de procedimiento la respuesta decae y tiene efectos negativos en la frecuencia del sistema. Si existen generadoras que tienen respuestas mayores a 30 segundos., tienen la posibilidad de mejorar su cumplimiento mediante la opción de delegación a otras generadoras, pero no es una justificación para incrementar dicho tiempo afectando la regulación de frecuencia de todo el SEIN.

Por otro lado, el proyecto del PR-21 establece un Factor de Cumplimiento (FaC) que determinará qué unidades serán consideradas como receptoras de una parte del monto del cargo por incumplimiento, pudiendo este factor ser actualizado producto del estudio anual que realice el COES, pero se tomará como valor inicial un FaC igual a 30% (valor obtenido como el promedio diario de incumplimiento del periodo agosto 2018 a febrero 2019), es decir se beneficiará a todos los generadores que tienen incumplimientos de RPF menores a 70% (como mínimo aportan la tercera parte de la reserva asignada y eso les basta para recibir un el incentivo). Sin embargo, considera que la fijación del FaC debe utilizar una métrica que permita tener un valor esperado en función de un proceso periódico de mejora continua y no en función de la información histórica, ya que podría darse el caso que los distintos operadores empiecen a tener un menor grado de cumplimiento año a año haciendo que el FaC se reduzca, por lo que los incentivos lo recibirían más unidades que tienen un bajo cumplimiento de RPF, lo cual va en contra al propósito de este factor.

Opinión del COES

De la experiencia obtenida del servicio de la RPF en el SEIN, se ha evidenciado que existen Grupos que pueden entregar adecuadamente la reserva de RPF en un tiempo igual o menor de 30 segundos. Otros Grupos que necesitan tiempos mayores pueden intentar brindar una respuesta más rápida, pero a costa de tener degradar el amortiguamiento de su respuesta, lo cual afecta la calidad de frecuencia del SEIN. En base a esta realidad, es conveniente que el COES pueda definir el tiempo de respuesta esperado, inicialmente propuesto en 60 segundos y que, cuando se encuentre necesario, se podría proponer su actualización. Considerando la propuesta, se ha determinado que se lograría incrementar en un 13% el número de Grupos que realizarían la RPF con sus propios equipos y en condiciones apropiadas, siendo así beneficioso para el sistema, con lo cual el control de frecuencia se incrementa ya que físicamente habrá más Grupos brindando este servicio de una forma adecuada.

Por otro lado, menciona que, la modificación de 30 a 60 segundos no implica que el servicio obligatoriamente deba brindarse a los 60 segundos, ya que como se menciona en el literal a) del numeral 9.2 de la propuesta del procedimiento, la potencia asignada al Grupo para RPF debe comenzar a ser aportada en los 5 primeros segundos de ocurrido un Evento y llegar a su valor de aporte antes de los 60 segundos, es decir, en caso el Grupo pueda brindar el servicio de RPF antes de los 60 segundos, se encontrará cumpliendo el procedimiento y, en consecuencia, no sería imperante realizar nuevos ajustes de los parámetros de su regulador de velocidad.

Cabe indicar que, la propuesta del procedimiento PR-21 no establece el valor inicial de Tiempo de Aporte para RPF (TA), en este sentido consideramos de vital



importancia que el valor inicial de esta variable esté establecida en el procedimiento propuesto, en tal sentido sugiere el siguiente ajuste:


“14 Disposiciones Transitorias

(…)

Cuarta: Los valores TA, FaC y CUR COR iniciales serán 60 seg, 30% y 4 4972250 S//MW-día respectivamente. Estos valores serán reemplazados actualizados por los valores que se determinen en base a los con el primer estudios y/o informes complementarios al que se refiere el numeral 5.5 del presente procedimiento. Los plazos para la ejecución de los estudios y/o informes complementarios referidos se contabilizarán a partir del 1 de enero del año siguiente al de publicación del presente procedimiento.”

Por otro lado, se aclara que el tiempo de respuesta (sea 30 segundos o 60 segundos) solo exige al Grupo entregar el total de su reserva asignada para RPF al final de dicho tiempo. Asimismo, el “overshoot” al que se refiere el agente (oscilación de mayor amplitud) normalmente se da en la etapa inicial de la respuesta y está fuertemente asociado a valores muy altos de la ganancia de los controladores PID, parámetro que puede ser fácilmente ajustado.

Sobre el FaC es preciso aclarar que está estructurado para que sea un incentivo constante a la eficiencia. Su valor se determina como el promedio del incumplimiento del conjunto. En el supuesto que el conjunto reduzca su nivel de cumplimiento, al calcular siguiente promedio, este se elevará, por lo tanto, serán menos los Grupos que reciban el incentivo. Asumiendo que monto a repartir se mantiene (cosa que no es cierto ya que si baja el cumplimiento aumenta el monto recaudado) la menor cantidad de Grupos que están por encima del promedio recibirán un mayor volumen de incentivo (dinero), lo cual animará a incrementar el cumplimiento a aquellos Grupos que están por debajo de nivel fijado por el FaC.


De acuerdo con el comentario. Por lo tanto, corresponde modificar la cuarta disposición complementaria del proyecto del nuevo PR-21, con la siguiente redacción:

“14 Disposiciones Transitorias

(…)

Cuarta: Los valores TA, FaC y COR iniciales serán 60 seg, 30% y 2250 S//MW-día respectivamente. Estos valores serán actualizados en base a los estudios y/o informes complementarios al que se refiere el numeral 5.5 del presente procedimiento. Los plazos para la ejecución de los estudios y/o informes complementarios referidos se contabilizarán a partir del 1 de enero del año siguiente al de publicación del presente procedimiento.”

8.2. Comentario 2

Numeral 3.3

Se solicita modificar el numeral 3.3:



Equipo para RPF:

“(…)

Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.”

Sustento

El Proyecto propone que los equipos para RPF tengan como máximo un margen adicional de +/-5% que le servirá para brindar el servicio de RPF como Encargada, para ello se basa en el hecho de que con ese valor se asegura que una unidad TV de los ciclos combinados más grandes del SEIN puedan delegar su obligación de dar el servicio de RPF, es decir restringe la Delegación sin dar opción a que un Equipo de RPF (baterías) pueda brindar el servicio de Encargada a dos unidades TV en simultaneo o alguna combinación similar de unidades de los Ciclos combinados al mismo tiempo, el margen adicional debe ser mayor, de tal manera que no solo permita aprovechar la economía de escala en la implementación de los Equipos de RPF sino para que los Delegantes tengan mejores opciones.

Opinión del COES




8.3. Comentario 3

Numeral 4

Se solicita modificar el numeral 4 de la siguiente manera:

"4. ALCANCE

Este Procedimiento es de cumplimiento para todas las unidades de generación y equipos para RPF según la Base Legal del numeral 2 del presente procedimiento.”

Sustento

La obligatoriedad del cumplimiento debe incluir también a aquellos equipos destinados a brindar el servicio de RPF que no formen parte de una unidad de generación.

Opinión del COES


El numeral 4 establece el alcance para el cumplimiento del presente procedimiento en su sentido extenso; por tanto, el alcance se encuentra comprendido según la Base Legal del numeral 2.

Por otro lado, la naturaleza de los Equipos para RPF es sólo para efectos de brindar el servicio de RPF asignada inicialmente a un Grupo o Central. Los Grupos o Centrales que poseen la obligación de brindar el servicio de RPF, son las responsables ante el COES del cumplimiento de sus obligaciones en todo momento.




De acuerdo con la opinión del COES, dado que la obligación de acuerdo a la NTCOTRSI es de los Grupos y/o Central. Por lo tanto, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21 debido al presente comentario.

8.4. Comentario 4

Literal g), numeral 7.1

Sugiere precisar el literal g) del numeral 7.1:

“g) Cuando se formen temporalmente áreas aisladas en el SEIN por mantenimientos o contingencias, el COES podrá definir nuevos porcentajes de RRPF a las unidades de generación en cada área aislada.”

Sustento

La formación de áreas aisladas definirá nuevos porcentajes de RPF que pueden ser mayores a los asignados inicialmente y estar por encima de la posibilidad de entrega de las unidades de generación; como consecuencia de ello, al momento de la evaluación de cumplimiento se puede presentar incumplimiento con el consecuente pago del cargo.

Debido a ello, consideramos que en este tipo de escenarios las unidades a las que se les reasigne un nuevo porcentaje de RPF solo deben ser evaluadas bajo la asignación inicial de RPF y como máximo hasta su límite físico de aporte de RPF.

Opinión del COES

Se debe precisar que en el Anexo 3 de la propuesta de procedimiento se realiza la evaluación del cumplimiento de la RPF con él % de RA, el cual se obtiene del estudio anual realizado por el COES según se indica en el numeral 5.4 de la propuesta de procedimiento. Por lo tanto, en caso se formen áreas aisladas y se definan nuevos valores de porcentajes de RRPF, estos valores no serán con los cuales se realice la evaluación de cumplimiento de la RPF, sino los valores indicados en el estudio anual vigente.



8.5. Comentario 5

Literal g), numeral 7.2

Sugiere precisar el literal g) del numeral 7.2:

“g) Para el caso de aquellas unidades de generación que formen parte de una URS y no se encuentren evaluadas como Central según el literal precedente, deberán disponer de un sistema de registro de las consignas de potencia directas del AGC o de las consignas de potencia internas correspondiente a cada una de las unidades de generación que compongan la URS, con capacidad de almacenamiento de treinta y un (31) días.”

Sustento



El párrafo citado señala que se debe tener en cuenta al literal precedente, (literal h); sin embargo, este literal "h" no tiene relación alguna con el tema.

Opinión del COES




8.6. Comentario 6

Literal b), numeral 8.1

Sugiere precisar el literal b) del numeral 8.1:

“b) Su estatismo permanente deberá ser ajustable al menos dentro de un rango de 2% a 7%. Las unidades podrán ser ajustadas con estatismos diferentes siempre y cuando cumplan con lo establecido en el literal c) del numeral 7.2 del presente procedimiento.”

Sustento

De la redacción del párrafo y del informe que sustenta la propuesta (Informe N° 596- 2019-GRT) podemos deducir que se quiere ampliar la banda de estatismo de las unidades en sentido que estas puedan tener una mejor respuesta frente al cumplimiento de la función de Encargadas, pero no se toma en cuenta que: (i) valores tan bajos como 2% en las unidades térmicas no serían alcanzables y que incluso si es que se consignan estos valores en el sistema de control, no tendrán ningún efecto sobre la RPF que ya vienen aportando por limitaciones propias de cada unidad, y (ii) contradictoriamente se amplía el límite superior hasta 7%, es decir se vuelve más insensible a las unidades, por lo que se sugiere que se establezca un rango de estatismo por tipo de tecnología

Opinión del COES


La política del procedimiento está orientada a que el generador establezca la configuración de sus Grupos, así, si su Grupo está preparado para operar con bajos estatismos, puede configurarlos y dar el servicio a otros generadores convirtiéndose en Encargada, caso contrario, en caso el Generador decidiese, ya sea por limitación técnica o por conveniencia económica, configurar su Grupo con estatismos altos, deberá tomar el servicio convirtiéndose en una Delegante.

La evaluación de desempeño incorporada a este procedimiento nos permitirá identificar si algún Grupo hubiese ajustado los parámetros de su regulador de velocidad en una condición desfavorable para el sistema. Es por ello que, en el literal b) del 8.1, se hace referencia a la obligación que tienen los generadores de tener un desempeño estable en la prestación del servicio de RPF.





8.7. Comentario 7

Numeral 8.4

Sugiere eliminar el numeral 8.4:

“8.4 Las unidades de generación que realicen la función de Encargadas y que utilicen los Equipos para RRF para brindar el servicio de RPF, tendrán la condición de Encargadas únicamente durante los periodos que se encuentren operando conectadas al SEIN, caso contrario, se aplicara lo estipulado en el literal h) del numeral 4 del Anexo 3 del presente procedimiento.”

Sustento

Las unidades que realicen la función de Encargadas y que utilicen Equipos para RPF pueden brindar el servicio en todo momento no solo cuando la unidad de generación esté operando, dado que el Equipo de RPF opera de manera independiente no siendo necesaria la operación de la unidad de generación.

Opinión del COES




8.8. Comentario 8

Literal b), numeral 9.2

Sugiere modificar el literal de la siguiente manera:

“b) A partir del tiempo de respuesta TR más treinta (30) segundos, el apode de RRPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible por 10 minutos. Este literal no será exigible a las unidades turbovapor, incluyendo las que forman parte de un ciclo combinado.”

Sustento

Se debe mantener la excepción establecida en el procedimiento vigente respecto a las unidades turbo vapor, ya que se ha demostrado que estas unidades por su tipo de tecnología no están diseñadas para cumplir con este requerimiento

Opinión del COES

De acuerdo con el agente. Sugiere modificar la redacción de la siguiente manera:


Literal b) del numeral 9.2

“b) A partir del tiempo de respuesta TR aporte (TA) más treinta (30) segundos, el aporte de RRPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible por 10 minutos. Este literal no será exigible a los Grupos turbovapor, incluyendo las que forman parte de un ciclo combinado.”




De acuerdo con opinión del COES. Por tal motivo, la redacción del literal b) del numeral 9.2 quedará de la siguiente manera:

“b) A partir del TA más treinta (30) segundos, el aporte de RRPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible por 10 minutos. Este literal no será exigible a los Grupos turbovapor, incluyendo las que forman parte de un ciclo combinado.”

8.9. Comentario 9

Numeral 10.1

Solicita modificar el numeral 10.1 de la siguiente manera:

“10.1 La delegación podrá realizarse diariamente y como máximo en un periodo del día deberá realizarse por día calendario completo y por un periodo mínimo de un día. Para ello, el titular de la unidad de generación Delegante deberá comunicar su solicitud al COES, conforme a los medios y formas establecidos por este, hasta las nueve (09:00) horas del día previo a que se ejecute la delegación, detallando la vigencia de la delegación, no se consideraran solicitudes fuera de plazo.”

Sustento

Solicita dicho cambio en virtud a que puede haber centrales que tienen problemas de Regulación de Frecuencia cuando operan a ciertos niveles de carga (por ejemplo, mínimo técnico) o que necesiten realizar pruebas operativas a plena carga (sin RPF) durante un periodo del día. En esos periodos del día (no necesariamente todo el día), dichas centrales deben tener la posibilidad de delegar la RPF a otras unidades de propiedad de ellos o de terceros. Cabe precisar que dicha opción es la más adecuada para no afectar la RPF del SEIN

Opinión del COES


Se ha propuesto la flexibilización del esquema de delegación de forma tal que no genere conflictos con los procesos de operación y evaluación del COES. Cabe precisar que el periodo de delegación está pasando de 6 meses (procedimiento vigente) a 1 día (propuesta de procedimiento).



8.10. Comentario 10

Numeral 13.1

Solicita modificar la fórmula del indicador mensual de cumplimiento del servicio de RPF.



Reemplazar %RPNSd por (1-INC).

Sustento

El porcentaje de la reserva no suministrada (%RPNSd), se utiliza para calcular el % de Incumplimiento (INC) de RPF de una unidad de generación. Dichos valores no coinciden. Asimismo, solo se determina el %RPNSd, en los casos que el generador evaluado cumple con el factor de correlación (R2) mayor a 0.6, por lo que no quedaría claro que valor de %RPNSd se utilizaría en los casos que el R2 sea menor a 0.6. En ese sentido, lo más coherente para determinar el cumplimiento, debería ser la diferencia del 100% de cumplimiento menos el %INC.

Opinión del COES


Al respecto, menciona que uno de los objetivos de evaluar la RPF es identificar a los Grupos que realizan parcial o totalmente el cumplimiento de la RPF; en estos casos, sus titulares pagan un cargo por incumplimiento (CargoINC), utilizando como insumo el nivel de incumplimiento (INC) de sus Grupos. Ahora bien, el INC sirve exclusivamente para asignar una “penalidad” derivada de una función logarítmica así, esta función obliga en mayor medida a cumplir la RPF. De acuerdo con lo indicado, el INC solo debe limitarse a penalidades económicas.

Por otro lado, el incentivo económico solo se asigna a un segmento de Grupos y son aquellas que alcanzaron un indicador mensual de cumplimiento mayor al umbral FaC. Adicionalmente, señalamos que éste no debería ser el complemento del INC, ya que la existencia de esta última variable tiene como objetivo la penalización.

Finalmente, el %RPNSd se determina según el literal d) del numeral 4 del anexo 3 de la propuesta del procedimiento, para los casos con factor de correlación menor a 0.6

se considera que el aporte de potencia para RPF ( ) es igual a 0 según lo indicado en el literal a) del mismo numeral, con ello resulta el %RPNSd igual a 100%.



8.11. Comentario 11

Se debe precisar el numeral 3 del Anexo 3:

“3. Evaluación del aporte de potencia para RPF

Con los parámetros determinados en el numeral 2 precedente, se calcula el aporte de potencia en el Tiempo de Respuesta (TR) establecido por el COES a los 30 segundos (ΔPo) para un escalón de variación de frecuencia que agota la reserva primaria asignada.”

Sustento

Para guardar relación con la redacción del proyecto del nuevo PR-21, este indica que el Tiempo de Respuesta es una variable, por lo que la redacción de este numeral debe guardar la misma forma. Sin embargo, este valor debe ser igual a 30s (TR=30s) conforme se ha indicado al Comentario 1 de Engie.



Opinión del COES

Ver opinión del COES al Comentario 3 de Kallpa.


Ver análisis del Comentario 3 de Kallpa.

9. Comentarios de Fenix

9.1. Comentario 1

Numeral 12.1 a)

Debe añadirse el siguiente punto:

“vi. A partir de realizada la comunicación descrita en el numeral 7.2 h), hasta que se declaré la superación de dicha deficiencia dentro de un periodo máximo de 30 minutos por día. Luego de superado este tiempo, la unidad de generación volverá a estar sujeta a evaluación de cumplimiento de RPF a pesar de no haber superado aún su deficiencia.”

Sustento

Se solicita incluir una tolerancia de tiempo donde la unidad de generación no deba ser evaluada para cumplimiento de RPF, mientras este imposibilitada parcial o totalmente de realizar RPF como describe el numeral 7.2 h), con el fin de contar con un tiempo mínimo para que la unidad de generación se reincorpore sin estar sujeto a evaluación. Se sugiere en este caso 30 minutos de tolerancia por día.

Opinión del COES


Considera que la obligación de la prestación del servicio de RPF es permanente por lo tanto no sería apropiado realizar una exoneración de la evaluación cuando el Grupo o Central presente una imposibilidad en tiempo real.

La obligación establecida en el numeral 7.2 h) está orientada a disponer de la información para la operación en tiempo real. Ante una pérdida de reserva para RPF, lo que significa una reducción de la seguridad, el operador puede tomar las medidas pertinentes.

Para clarificar la redacción del PR-21 propuesto, al respecto sugiere agregar la siguiente nota en el literal h) del numeral 7.2.


“7.2 De los Integrantes del COES

h) Comunicar al COES en caso una unidad de generación de su propiedad quedara imposibilitada parcial o totalmente para realizar la RPF en tiempo real, indicando la causa y tiempo estimado para superar la deficiencia. Esta comunicación no exime al generador de la aplicación del numeral 12.1 del presente procedimiento.”




De acuerdo con la opinión del COES. Por tal motivo, el literal g) –antes h)- del numeral 7.2 quedará redactado de la siguiente manera:

“g) Comunicar al COES en caso una unidad de generación de su propiedad quedara imposibilitada parcial o totalmente para realizar la RPF en tiempo real, indicando la causa y tiempo estimado para superar la deficiencia. Esta comunicación no exime al generador de la aplicación del numeral 12.1 del presente procedimiento.”

9.2. Comentario 2

Numeral 12.2 c)

Dice:

En caso las unidades de generación acumulen un total de quince (15) días con datos calificados como inconsistentes en el mes anterior al mes de evaluación, todos los días del mes de evaluación que resulten con datos inconsistentes, tendrán automáticamente la calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1.

Debe decir:

En caso las unidades de generación acumulen un total de quince (15) días con datos calificados como inconsistentes en el mes anterior al mes de evaluación, todos los días del mes de evaluación que resulten con datos inconsistentes, tendrán automáticamente la calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1.

Sustento

Solicita eliminar este numeral debido a que la evaluación de la inconsistencia responde a la medición de la calidad de información, lo cual no está relacionada con el servicio de RPF, dado que en una situación de inconsistencia la unidad de generación puede llegar a aportar al servicio de RPF.

El siguiente cuadro muestra que aun cuando existe inconsistencia de la frecuencia, hay un aporte de potencia a la RPF. En este sentido, no debe calificarse como 1.0 el incumplimiento; sino que debe considerarse los niveles de aporte.

Evaluación de RPF 07.11.2018

Fuente: Página http://www.coes.org.pe/Portal/PostOperacion/Informes/ReservaRotanteRPF

Opinión del COES

Parcialmente de acuerdo con el agente. Ver opinión del COES al Comentario 23 de Enel.



9.3. Comentario 3

Numeral 3 Anexo 4

http://www.coes.org.pe/Portal/PostOperacion/Informes/ReservaRotanteRPF



Dice:

El COES actualizará el valor del CUR, cada cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará el costo unitario de inversión INV y, de ser necesario, los parámetros de cálculo FOyM y Kd

Debe decir:

El COES actualizará el valor del CUR, cada año cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará el costo unitario de inversión INV y, de ser necesario, los parámetros de cálculo FOyM y Kd

Sustento

Dado que el cálculo del Valor de la mensualidad de un proyecto de inversión de un Equipo para RPF (M), depende del Costo unitario de inversión de un Equipo para RPF (INV), actualizarlo cada 4 años representa un periodo muy largo, dado que estos costos en la actualidad se van reduciendo considerablemente cada año, por lo cual se sugiere la actualización cada año.

Fuente:https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2017/08/Mesa-N%C2%B0-2-Reglamento-Cy-O-Sistemas-de-Almacenamiento-1.pdf

Opinión del COES


El valor de 4 años para la actualización del COR8, responde a un criterio de mantener cierto nivel de estabilidad al mismo, que se traducirá en una señal de incentivo al cumplimiento en base a penalidades que impulse ya sea la autosuficiencia para la prestación del servicio o el desarrollo del mercado de delegación.


De acuerdo con la opinión del COES. Por tal motivo, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21 debido al presente comentario.

9.4. Comentario 4

8 El termino COR es una propuesta que reemplaza al término CUR según el análisis de la Observación 4 de

Termochilca.

https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2017/08/Mesa-N%C2%B0-2-Reglamento-Cy-O-Sistemas-de-Almacenamiento-1.pdf

https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2017/08/Mesa-N%C2%B0-2-Reglamento-Cy-O-Sistemas-de-Almacenamiento-1.pdf



Numeral 4 Anexo 3

Dice:

Calificación del cumplimiento

a) Se evalúa el coeficiente R2 entre los registros de potencia de la unidad de generación o del Equipo para RPF y la potencia de salida del modelo estimado en el numeral 2 anterior. Para coeficientes menores 0.6, se considera que el aporte de potencia para RPF (∆P) es igual a cero (0).

Debe decir:

a) Se evalúa el coeficiente R2 entre los registros de potencia de la unidad de generación o del Equipo para RPF y la potencia de salida del modelo estimado en el numeral 2 anterior. Para coeficientes menores 0.6, se considera que el aporte de potencia para RPF (∆P) es igual a cero (0).

Sustento

Conceptualmente, el R2 es el coeficiente de determinación que refleja la bondad del ajuste

de un modelo a la variable que pretender explicar, es decir mide la efectividad con la cual los resultados teóricos de un modelo aproximado pueden acercarse a los datos reales.

https://www.inei.gob.pe/media/MenuRecursivo/publicaciones_digitales/Est/Lib0900/Libro.pdf

El valor del coeficiente R2 no debe ser utilizado para condicionar el cumplimiento al

servicio de RPF. De hecho, ante un valor de R2 menor a 0.6 la unidad de generación tiene

un aporte de potencia que debe ser evaluado con la metodología correspondiente. El siguiente cuadro muestra las unidades de generación que presentaron un valor de R2 menor a 0.6, estas mismas unidades fueron evaluadas por el COES y registraron un aporte a la RPF que sumaron 74 MW en total, sin embargo, conforme al numeral en cuestión, estas fueron asignadas como aporte igual a 0, es decir con un RPNS (Reserva Primaria No Suministrada) de 100%, tal como se muestra.

Fuente: http://www.coes.org.pe/Portal/PostOperacion/Informes/ReservaRotanteRPF

Opinión de COES

http://www.coes.org.pe/Portal/PostOperacion/Informes/ReservaRotanteRPF



En desacuerdo con el agente

El valor límite del coeficiente de determinación de 0,6 garantiza que el Grupo o Central se encuentra efectivamente realizando el servicio de RPF y brinda la seguridad de obtener resultados válidos con el modelo utilizado en la evaluación de cumplimiento (modelo de primer orden), ya que se puede representar de forma adecuada el comportamiento del Grupo o Central.

El modelo de primer orden indica la tendencia que deben tener los cambios en la producción de generación debido a la RPF y la configuración de parámetros del modelo que mejor representa al Grupo o Central en evaluación son obtenidos mediante un proceso de optimización de minimización de errores.

El coeficiente de determinación (valor entre 0 y 1) que resulta de aplicarse a las señales de potencia medida y simulada del modelo de primer orden, indica el grado de eficacia que se obtiene al representar la actuación del Grupo o Central con el modelo, mientras más cercano sea a 1, mayor será la proximidad entre ambas señales

De obtenerse un valor bajo, se tiene dos escenarios posibles, el primero es que el Grupo o Central tenga desactivado su control de RPF, , y el segundo que no esté brindando el servicio de RPF de forma adecuada en el periodo de evaluación,. En ambos casos se infringe el principio de la RPF por lo que su incumplimiento será igual a 1.

Asimismo, en el escenario presentado, los parámetros obtenidos como producto de resolver el problema matemático de optimización de minimización de errores no podría reflejar el comportamiento del Grupo o Central, teniéndose que, consecuentemente, los resultados de la simulación de evaluación del nivel de cumplimiento con estos parámetros obtenidos no tengan validez.

A continuación, se muestran las siguientes gráficas donde se evidencia lo expuesto en el párrafo anterior, tomando muestras de evaluaciones de Grupos del SEIN.

Evaluaciones con R2 < 0.6 Grupo que no realiza RPF Grupo que no realiza RPF de forma adecuada

Evaluaciones con R2 > 0.6



Por lo expuesto, el COES considera que el argumento del agente no es válido, y sugiere mantener en la propuesta de PR-21 el cálculo del coeficiente de determinación.


De acuerdo con la opinión del COES. Por tal motivo, no corresponde modificar el proyecto del nuevo PR-21 debido al presente comentario.



Anexo B



COES SINAC

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN

PR-21

RESERVA ROTANTE PARA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA

Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° XXX-2020 -OS/CD, publicada el XX de agosto de 2020.

1. OBJETIVO

Establecer los criterios y metodología para la determinación, asignación, programación y

evaluación del cumplimiento y desempeño de la Reserva Rotante del SEIN asociada a la

Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).

2. BASE LEGAL

El presente procedimiento se rige por las siguientes disposiciones legales y sus respectivas

normas concordantes, modificatorias y sustitutorias:

2.1 Decreto Ley N° 25844 – Ley de Concesiones Eléctricas;

2.2 Ley N° 28832 – Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica;

2.3 Decreto Supremo N° 009-93-EM – Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas;

2.4 Decreto Supremo N° 027-2008-EM – Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES);

2.5 Decreto Supremo Nº 037-2006 – Reglamento de Cogeneración;

2.6 Decreto Supremo N° 020-97-EM – Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE);

2.7 Resolución Directoral N° 014-2005–EM/DGE – Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI).

3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

3.1 Para la aplicación del presente procedimiento, los términos en singular o plural que estén contenidos en éste e inicien con mayúscula, se encuentran definidos en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones 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 definiciones contenidas en las normas citadas en la Base Legal.

3.2 En todos los casos cuando se citen Procedimientos Técnicos o cualquier otro dispositivo legal en el presente procedimiento, se entenderá que incluyen sus normas modificatorias y sustitutorias.



3.3 Para la aplicación del presente procedimiento, los siguientes términos en singular o plural que se inicien con mayúscula tienen el significado que se indica a continuación:

Grupo: Para el caso de las Unidades de generación térmica, se refiere al arreglo motor primo y generador. Para el caso de aquellas unidades que funcionen con fuente hidráulica, se refiere al arreglo turbina y generador.

Central: Corresponde al conjunto de Grupos que comparten una instalación física.

Delegante: Aquel Grupo o Central que brinda el servicio de RPF a través de otro Grupo o Central; siempre que la causa sea una imposibilidad técnica debidamente sustentada.

Encargada: Aquel Grupo o Central que brinda el servicio de RPF por otro Grupo o Central.

Equipo para RPF: Equipo que pertenece a un Grupo o Central, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no podrá exceder al margen de reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación más un margen de ±5% (variación anual de la reserva asignada para la RPF), debiendo encontrarse obligatoriamente dentro de las instalaciones de la central.

4. ALCANCE

Este procedimiento es de cumplimiento para todas las unidades de generación y sus

titulares según la Base Legal del numeral 2 del presente procedimiento.

5. PRODUCTOS

5.1 Reporte semanal del cumplimiento diario del servicio de RPF de los Grupos. Incluye la evaluación de consistencia de datos.

5.2 Reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos.

5.3 Informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos.

5.4 Informe anual que determine la magnitud de RRPF a ser asignada en la programación de mediano y corto plazo.

5.5 Estudios o informes complementarios para el funcionamiento y mantenimiento del servicio de RPF:

a) Estudio que sustenta la magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES. Este estudio tendrá periodicidad anual.

b) Informe que sustenta la actualización del Costo de Oportunidad de la Reserva Rotante para RPF (COR) según los considerandos establecidos en el Anexo 4. El COES actualizará el valor del COR cada cuatro (04) años.




d) Estudio para determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega de la reserva asignada. El referido estudio será actualizado cada dos años.

6. HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS

6.1 El informe anual que determina la magnitud de la RRPF se presentará de acuerdo con los plazos establecidos en el numeral 6.2.1 de la NTCOTRSI y será remitido a OSINERGMIN para su aprobación.

6.2 El reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF de los Grupos deberá será emitido el tercer día calendario de haber culminado el mes de evaluación.

6.3 Asimismo, la publicación final del informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF será publicado en la página web del COES al quinto día calendario de haber culminado el mes de evaluación.

6.4 El reporte semanal del cumplimiento diario del servicio de RPF, tendrá el mismo horizonte de tiempo del Programa Semanal de Operación y será emitido el miércoles inmediato posterior a la semana operativa evaluada. En caso este no sea un día hábil, la emisión se realizará el día hábil siguiente.

6.5 Cada Generador Integrante deberá remitir diariamente al COES los registros de frecuencia y potencia según lo establecido en el literal f) del numeral 7.2 del presente procedimiento, asimismo, las URS que hayan brindado el servicio de RSF, deberán remitir los registros de la señal de potencia consigna del AGC (set point) al segundo y/o las señales individualizadas y procesadas internamente en planta para cada Grupo (en aquellos casos en los que una URS esté conformada por más de un (01) Grupo), según lo establecido en el literal g) del numeral 7.2 del presente procedimiento. La información mencionada deberá ser remitida hasta las 08:00 horas del día siguiente, en el formato y medio establecido por el COES. Esta información no es exigible a aquellos Grupos que no operaron durante el día de evaluación. Para el caso de las URS, en aquellos periodos que no brindaron el servicio de RSF, no será exigida la entrega de la potencia consigna de los Grupos que la conforman.

6.6 Los estudios o informes complementarios señalados en el numeral 5.5 serán publicados en la página de internet del COES antes del 30 de noviembre del año correspondiente.

7. OBLIGACIONES

7.1 Del COES

a) Proponer anualmente al Osinergmin la magnitud de RRPF requerida por el SEIN, mediante un informe que considere criterios técnicos y económicos, de acuerdo con la metodología contenida en el Anexo 1.



b) Asignar la magnitud de RRPF aprobada por el Osinergmin en la programación de mediano y corto plazo de la operación del SEIN.

c) Publicar en su portal de Internet el reporte semanal del cumplimiento diario del servicio de RPF.

d) Publicar en su portal de Internet el reporte preliminar mensual del cumplimiento del servicio de RPF.

e) Publicar en su portal de Internet el informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF. Este informe mensual incluirá las evaluaciones del cumplimiento de la RPF de los Grupos y/o Centrales, y el listado de las áreas representativas del SEIN vigentes determinadas según literal a) del numeral 5.5.

f) Mantener el registro histórico de las mediciones de potencia, frecuencia y consignas de potencia (para el caso de URS) asociados a la evaluación de cumplimiento de la RPF por un plazo mínimo de un (01) año. Los agentes podrán solicitar la información de sus registros históricos en caso sea requerido.

g) Cuando se formen temporalmente áreas aisladas en el SEIN por mantenimientos o contingencias, el COES podrá definir nuevos porcentajes de RRPF a los Grupos en cada área aislada.

h) Calcular la magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida por las Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por el COES.

Los resultados serán comunicados a los integrantes, los cuales tendrán un

plazo de 5 días hábiles para hacer de conocimiento de COES sus

observaciones. Asimismo, estos resultados serán publicados en la página

web del COES y considerados para la programación de la operación del

mediano y corto plazo del SEIN.

i) Determinar del COR de acuerdo a lo detallado en el Anexo 4 del presente procedimiento.

j) Determinar el valor del FaC según lo detallado en numeral 13.1 del presente procedimiento.

k) Determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA) según el numeral 5.5 del presente procedimiento.

7.2 De los Integrantes del COES

a) Brindar el servicio de RPF que corresponde a cada uno de sus Grupos o Centrales mediante una Encargada, Equipo para RPF y/o a través de los mismos; en este último caso los Integrantes deben mantener el estatismo, banda muerta y otros parámetros del regulador de velocidad en los valores necesarios para cumplir en todos sus extremos el presente procedimiento.

b) Garantizar la correcta operación, y el desempeño estable y seguro de sus Grupos y/o Centrales durante la prestación del servicio de RPF, tal que no



afecte o comprometa la seguridad del SEIN, según lo establecido en el presente procedimiento.

c) Entregar al COES oportunamente la información técnica actualizada de sus Grupos o Centrales, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento.

d) En caso el Integrante tenga la necesidad de modificar los parámetros del regulador de velocidad del Grupo, deberá solicitar dicha actividad en los plazos establecidos en el Procedimiento Técnico del COES N° 12 “Programación de Intervenciones por Mantenimiento y por Otras Actividades en Equipos del SEIN”. Asimismo, deberá informar al COES la nueva configuración en un plazo no mayor a 48 horas luego de haber finalizado los trabajos. El COES en caso considere necesario podrá solicitar la actualización de la información técnica a la que se refiere el literal c) del presente numeral.

e) Disponer de un sistema de medición debidamente calibrado según lo detallado en el numeral 8.5 del presente documento.

f) Para el caso de aquellos Grupos que formen parte de una URS9 y no se encuentren evaluadas como Central, deberán disponer de un sistema de registro de las consignas de potencia directas del AGC o de las consignas de potencia internas correspondiente a cada uno de los Grupos que compongan la URS, con capacidad de almacenamiento de treinta y un (31) días.

g) Comunicar al COES en caso un Grupo o Central de su propiedad se encontrara imposibilitada parcial o totalmente para realizar la RPF en tiempo real, indicando la causa y tiempo estimado para superar la deficiencia. Esta comunicación no exime al Generador de la aplicación del numeral 12.1 del presente procedimiento.

8. REQUISITOS E INFORMACION TÉCNICA PARA EL SERVICIO DE RPF

8.1 Los requisitos técnicos que deberán cumplir los Grupos para brindar el servicio de RPF son los siguientes:

a) Operar con el regulador de velocidad en modo estatismo (“Droop mode”), con el limitador del regulador de velocidad al 100% de su apertura y no tener ningún tipo de bloqueo ni limitación dentro de la banda de frecuencia de referencia en operación normal siguiente

ƒmin→gen < f < ƒmax→gen

Donde:

ƒmax→gen : Límite superior de la frecuencia que asegura la respuesta de los

Grupos, determinado según el numeral 1.2 del Anexo 3 del

presente Procedimiento.

9 El concepto de URS se encuentra dispuesto en el Procedimiento Técnico COES Nº 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de

Frecuencia”



ƒmin→gen : Límite inferior de la frecuencia que asegura la respuesta de los

Grupos determinado según el numeral 1.2 del Anexo 3 del

presente Procedimiento


b) Su estatismo permanente deberá ser ajustable al menos dentro de un rango de 2% a 7%. Los Grupos podrán ser ajustados con estatismos diferentes siempre y cuando cumplan con lo establecido en el literal b) del numeral 7.2 del presente procedimiento.

c) La Banda muerta deberá ser ajustada en una magnitud igual o inferior a ±0,05% de la frecuencia de referencia (± 0,030 Hz).

8.2 La información técnica de los Grupos o Centrales que los Integrantes deben remitir al COES es la siguiente:

a) Banda muerta (rango de ajuste y calibración actual).

b) Estatismo transitorio y permanente (rango de ajuste y calibración actual).

c) Tiempo de establecimiento (tiempo que transcurre desde la ocurrencia de una perturbación hasta que el valor de potencia de generación entra al rango del ± 10% del valor final).

d) Documentación técnica que permita verificar y/o efectuar simulaciones dinámicas del desempeño de los sistemas de control de velocidad en concordancia con lo dispuesto en el numeral 1.4.5 de la NTCOTRSI.

e) Cualquier otra información que a criterio de COES sea necesaria, tales como planos, protocolos de ensayo, manuales del fabricante e información técnica adicional.

La información mencionada en los literales anteriores deberá ser actualizada cada vez

que se efectúe una modificación y/o ampliación de equipos y/o instalaciones que

afecten los parámetros de ajuste de los controladores de los Grupos.

8.3 Los Grupos o Centrales que realicen la función de Encargadas podrán asumir como máximo una reserva delegada que sumada a la reserva propia les permita cumplir con lo especificado en el numeral 8.1.

8.4 Los Grupos o Centrales que realicen la función de Encargadas y que utilicen los Equipos para RPF para brindar el servicio de RPF, tendrán la condición de Encargadas únicamente durante los periodos que se encuentren operando conectadas al SEIN.

8.5 Tanto el sistema de medición que registra continuamente la frecuencia y potencia en bornes del Grupo, así como el sistema de medición bidireccional que registra continuamente potencia y frecuencia del Equipo para RPF, deberán encontrarse debidamente calibrados, y poseer una resolución mínima de una muestra (01) por segundo con estampado de tiempo, una precisión de 0,5% para la medición de potencia activa y una precisión de 0,01 Hz para la frecuencia. Esta información de potencia y frecuencia deberá mantenerse almacenada como mínimo para una ventana móvil de treinta y un (31) días. La sincronización de tiempo deberá realizarse a través de un GPS.



8.6 En caso un Generador Integrante decida que todos los Grupos de Central o URS de su titularidad, sean evaluadas como si fuese una Central, deberá comunicar al COES por escrito dicha decisión, indicando los Grupos que deben ser consideradas bajo este supuesto. La reserva asignada para RPF será igual a la sumatoria de las reservas individuales asignadas, pudiendo contar con un solo equipo de medición, que incluya las mediciones de su Equipo para RPF en caso corresponda, que cumpla con las condiciones mencionadas en el párrafo precedente.

8.7 El titular de Grupo o Central que cuente con un Equipo para RPF deberá comunicar al COES el listado de Grupos por el que el Equipo para RPF brindará el servicio.

9. SERVICIO DE REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA

9.1 El Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega de la reserva asignada será el que defina el COES, bajo su responsabilidad, según el estudio mencionado en el literal d) del numeral 5.5 del presente Procedimiento.

9.2 La respuesta de los Grupos ante una disminución de frecuencia debe ser la siguiente:

a) Tomando la frecuencia de referencia de 60,0 Hz, ante un Evento que ocasione un déficit de generación (tiempo = cero) igual o mayor a la RRPF del SEIN, la potencia asignada a un Grupo para RPF debe comenzar a ser aportada en los 5 primeros segundos de ocurrido el Evento y llegar a su valor de aporte antes del TA. Durante la operación del sistema, esta potencia asignada para RPF debe ser sostenida hasta por 30 segundos adicionales cuando se trate de una falla que provoque un déficit de generación igual al margen asignado para RPF.

b) A partir del TA más treinta (30) segundos, el aporte de RRPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible por 10 minutos. Este literal no será exigible a los Grupos turbovapor, incluyendo las que forman parte de un ciclo combinado.

c) La siguiente figura grafica lo expresado en los literales a) y b) previos.



10. SOBRE LA DELEGACIÓN DEL SERVICIO

10.1 Para delegar el servicio de RPF, la Delegante deberá presentar un informe que sustente la imposibilidad técnica para realizar la RPF, con el siguiente contenido mínimo:

a) Presentar el estatismo permanente del lazo automático de control de velocidad.

b) Presentar la máxima banda muerta del controlador de velocidad.

c) Presentar el tiempo de establecimiento del lazo de control de frecuencia, y el gradiente de toma de carga, frente a escalones en la consigna de frecuencia o potencia.

d) Evaluar el amortiguamiento del lazo de control de velocidad en todos los modos posibles de operación.

e) Mostrar la capacidad de tomar o reducir carga, en forma automática, por acción del controlador de velocidad de su máquina motriz ante las variaciones de frecuencia presentadas en el SEIN.

f) Para el caso de unidades generadoras impulsadas por turbinas de gas, se deberá evaluar la respuesta del sistema de control velocidad-potencia de la máquina motriz y del lazo de control de temperatura, frente a una señal en la consigna de frecuencia que simule un importante y abrupto descenso de la frecuencia.

g) Identificar y registrar las magnitudes y parámetros principales que permiten “homologar” el modelo del Controlador de velocidad.

10.2 La delegación deberá realizarse por día calendario completo y por un periodo mínimo de un día. Para ello, el titular del Delegante deberá comunicar su solicitud al COES, conforme a los medios y formas establecidas por éste, hasta las nueve (09:00) horas del día previo a que se ejecute la delegación, detallando la vigencia de la delegación, no se considerarán solicitudes fuera de plazo.

10.3 En caso la Encargada y Delegante sean de diferentes titulares, las partes deberán expresar su conformidad según los medios y formas establecidos por el COES, considerando el mismo plazo indicado en el numeral precedente. El COES podrá rechazar la solicitud de delegación cuando detecte algún incumplimiento a lo establecido en el presente procedimiento.

10.4 Aquellas Centrales o Grupos que formen temporalmente un área aislada del Sistema, no podrán delegar el servicio durante el periodo de duración.

11. PROGRAMACIÓN DE LA RESERVA PARA RPF EN EL DESPACHO ECONÓMICO



En las restricciones del despacho económico, para cada período de optimización del

Programa Diario de Operación y del Programa Semanal de Operación se incluirá el

porcentaje de RPF asignado a cada uno de los Grupos comprendidos dentro del alcance

del presente procedimiento según la fórmula (1).

Donde:

Generacióni,p : Variable de decisión que indica el nivel de generación en MW del

Grupo “i” para el período de optimización p.

Disponible MWi,p : Potencia máxima (en MW) que puede entregar un Grupo “i” para

el despacho económico en el período de optimización p. La

potencia máxima se determinará tomando en cuenta todo aquello

que cause una reducción de la Potencia efectiva, tales como:

condiciones hidrológicas y ambientales del día previo al despacho

económico, Indisponibilidades parciales u otros similares.

% RA : Reserva primaria asignada al Grupo, determinado en el estudio

anual indicado en el numeral 5.4 expresado en %. Cuando un

Grupo realice la RPF mediante su Equipo para RPF, el COES

determinará con el debido sustento, el valor de %RA

correspondiente según sea el caso, lo cual deberá ser indicado en

el respectivo programa de operación.

Pmínimai : Generación Mínima Técnica del Grupo “i” registrada en su

correspondiente ficha técnica aprobada por el COES.

12. EVALUACION DEL SERVICIO, DE LA INFORMACIÓN Y DEL DESEMPEÑO DE RPF

12.1 Evaluación del cumplimiento de la RPF

a) El COES efectuará la evaluación del cumplimiento del servicio de RPF, para cada día del mes evaluado, de todos los Grupos y Centrales que operaron con la obligación de prestar el servicio de RPF, excepto en las siguientes situaciones:

i. Para aquellos Grupos o Centrales que estén realizando ensayos en aplicación del Procedimiento Técnico del COES N° 17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica” y del Procedimiento Técnico del COES N° 18 “Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas”, o aquellos procedimientos que los reemplacen.

ii. Para aquellos periodos en los que los Grupos se encuentren variando su potencia de generación por disposición del COES. Esta excepción no es aplicable a las URS que se hayan encontrado brindando el servicio de RSF.



iii. Los periodos en los que las URS se encuentren brindando el servicio de RSF de manera manual y/o no conectadas al AGC del SEIN.

iv. En periodos en que el Grupo se encuentre realizando pruebas en sus reguladores de velocidad siempre que sea a solicitud del COES en atención al literal b) del numeral 7.2 del presente procedimiento.

v. Se excluye a aquellas Delegantes en los periodos en los cuales su Encargada se encuentre en un sistema aislado y su Delegante en un sistema diferente.

b) La metodología para evaluar el cumplimiento del servicio de RPF, se encuentra establecida en el Anexo 3. Asimismo, el COES emitirá una Nota Técnica para la Aplicación de la Evaluación del Cumplimiento de la RPF de dicho anexo, previo a la entrada en operación de un Equipo para RPF, la que incluirá el modelo estándar aplicable, según el tipo de tecnología del Equipo para RPF; así como, consideraciones en la evaluación del aporte de potencia para RPF y de ser el caso, la calificación del cumplimiento, correspondientes a los numerales 3 y 4 del Anexo 3, respectivamente.

12.2 Evaluación de la información reportada

a) Cuando un Generador Integrante no remita los registros de frecuencia y potencia en los plazos establecidos, se considerará un incumplimiento diario al servicio de RPF igual a 1.0 por cada día que no remitió dicha información.

b) La información reportada por los Integrantes será revisada por el COES para verificar la consistencia de los registros de frecuencia, según la metodología establecida en el Anexo 2.

c) En caso el Grupo o Central acumulen un total de veintiún (21) días con datos calificados como inconsistentes en el mes anterior al mes de evaluación, todos los días del mes de evaluación que resulten con datos inconsistentes, tendrán automáticamente la calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1.

d) Para cada día en el que una Central o Grupo resulte con datos calificados como inconsistentes, la evaluación de cumplimiento del servicio de RPF se realizará con la frecuencia del SEIN.

12.3 Evaluación del desempeño del servicio de RPF

En caso el COES evidencie un desempeño inadecuado en la prestación del servicio

de RPF tal que comprometa la estabilidad y seguridad del SEIN, solicitará al

Integrante propietario del Grupo o Central que se encuentren incurriendo en este

supuesto, realizar los ajustes necesarios para subsanarla observación.

Se considera desempeño inadecuado de un Grupo o Central cuando su aporte de

reserva para RPF presenta un comportamiento oscilatorio en fase con algún

modo oscilatorio de la frecuencia del SEIN.

Detectado el desempeño inadecuado del Grupo o Central se procederá de la

siguiente manera:



a) El COES emitirá una comunicación solicitando al Generador Integrante propietario de dicho Grupo o Central, ajustar los parámetros de su regulador de velocidad realizando las pruebas necesarias hasta garantizar la operación estable requerida.

b) El Generador Integrante tendrá un plazo de seis (06) meses calendario para responder la solicitud del COES mediante un informe en el cual se detalle los resultados de la modificación de parámetros y las pruebas que certifiquen la operación estable del Grupo o Central mediante simulaciones de sistema aislado u otras pruebas de verificación, de acuerdo con estándares internacionales IEEE, IEC u otros protocolos de pruebas que proponga el COES. Para la realización de estas pruebas, el Osinergmin y el COES podrán participar en calidad de veedores.

c) El COES, en un plazo de 10 días hábiles emitirá respuesta de conformidad o disconformidad con los resultados del estudio presentado por el Generador. En este segundo caso el Integrante deberá salvar las observaciones en el menor plazo posible.

i. En caso el Integrante propietario del Grupo o Central no cumpla con subsanar las observaciones por desempeño inadecuado en un plazo de siete (07) meses calendario después de la primera comunicación del COES indicada en el literal a) anterior, dicho Grupo o Central tendrá una calificación de incumplimiento al servicio de RPF igual a 1 hasta que el COES emita una carta expresando conformidad con el adecuado desempeño de la prestación del servicio de RPF.

13. CARGO POR INCUMPLIMIENTO

En caso se establezca incumplimiento(s) como resultado de las evaluaciones establecidas en

el numeral 12 del presente procedimiento, se determinará el cargo por incumplimiento y su

correspondiente liquidación según lo siguiente:

13.1 Los titulares de los Grupos deberán pagar el cargo por incumplimiento aplicando por la fórmula (2).

Donde:

: Cargo por incumplimiento del Grupo “g” correspondiente al mes

“n”.

D : Número de días del mes “n”

INCg,j : Nivel de incumplimiento diario del Grupo “g” detectado para el

día “j”

: Potencia media del Grupo “g” el día “j” expresado en MW. Este

valor se obtiene promediando todos los registros de potencia del

día “j”, incluso los valores cero.



: Costo de Oportunidad de la Reserva no Suministrada para RPF,

determinada en función a los costos de inversión y operación

eficientes de un Equipo para RPF expresado en S/ / MW‐día. El

cálculo del COR se encuentra especificado en el Anexo 4 del

presente procedimiento.

% RA : Reserva primaria asignada al Grupo, determinado en el estudio

anual indicado en el numeral 5.4 expresado en %.

13.2 Los cargos por incumplimiento calculados con la fórmula anterior serán distribuidos entre los Grupos cuyo cumplimiento del servicio de RPF en promedio mensual sea mayor al valor de FaC vigente utilizando las fórmulas (3) y (4).

Donde:

Cumplig : Indicador mensual del cumplimiento del servicio de RPF por parte de

del Grupo “g”.

%RPNSdj,g : Promedio diario del porcentaje de la reserva primaria no suministrada

por el Grupo “g” correspondiente al día “j”, determinado en el Anexo

3 del presente procedimiento.

D : Número de días del mes de evaluación.

: Incentivo al cumplimiento correspondiente al titular del Grupo “g”

: Sumatoria de los cargos por incumplimiento de todos los Grupos

determinados durante el mes “n”.

: Producción mensual de energía activa del Grupo “g” o “U”.

: Todos los Grupos con obligación de prestar el servicio de RPF que

operaron en el mes “n”.

: Parámetro de presencia del Grupo “g” el día “j”. Su valor será

uno (1) en caso el Grupo hubiese operado en algún periodo del

día de evaluación, de lo contrario su valor será igual a cero (0).

FaC : Factor de Cumplimiento actualizado según el numeral 5.5 del

presente procedimiento. Este factor representa el nivel de



incumplimiento promedio de los últimos 180 días de evaluación

disponibles en el momento de su actualización.

13.3 Los cargos por incumplimiento y su liquidación, serán incorporados en el Informe LSCIO del mes en evaluación.

14. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

Primera: Hasta que se produzca la interconexión síncrona con Ecuador y Colombia, el valor de banda muerta será igual o inferior a ± 0,0833% de la frecuencia de referencia (± 0,050 Hz).

Segunda: Aquellas URS que posean mando centralizado del AGC y que necesiten implementar el equipamiento necesario para que se registre y almacene la información de las consignas de potencia de cada Grupo de acuerdo con el numeral 7.2 del presente procedimiento, tendrán un periodo de seis (06) meses contados a partir de la publicación del presente procedimiento para su implementación. Durante este periodo de implementación, la URS serán evaluadas como Central (numeral 8.6 del presente procedimiento).

Tercera: En caso exista un monto de dinero recaudado por incumplimiento en aplicación del Procedimiento Técnico del COES Nº 21 anterior al presente, dicho monto será dividido en tres partes iguales, liquidándose cada parte en los siguientes tres (03) meses de aplicación del presente procedimiento.

Cuarta: Los valores TA, FaC y COR iniciales serán 60 segundos, 30% y 2250 S//MW-día respectivamente. Estos valores serán actualizados en base a los estudios y/o informes complementarios al que se refiere el numeral 5.5 del presente procedimiento. Los plazos para la ejecución de los estudios y/o informes complementarios referidos se contabilizarán a partir del 1 de enero del año siguiente al de publicación del presente procedimiento.

Quinta: El incumplimiento de las obligaciones de los Integrantes previstas en el presente procedimiento, en los casos distintos a los tratados a través del artículo 13, deberá ser informado por el COES a Osinergmin en el mes siguiente de identificado.



ANEXOS

Anexo Descripción

I METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA RESERVA DESTINADA A LA RPF

II METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA DE LOS

REGISTROS DE FRECUENCIA

III EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA RPF

IV CÁLCULO DEL COSTO DE OPORTUNIDAD UNITARIO DE RESERVA ROTANTE

PARA LA REGULACIÓN



ANEXO 1

METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA RESERVA DESTINADA A LA RPF

1. CRITERIOS GENERALES

1.1 Se fija en 59,9 Hz el valor límite inferior de la frecuencia en estado cuasi estable que debe alcanzarse en el sistema después del TA de ocurrido un Evento.

1.2 La magnitud de RRPF para compensar déficit de generación tendrá en cuenta las fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen salidas de generación y la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.

1.3 Las fallas de generación y de equipos de transmisión que impliquen desconexión de generadores se limitarán a una desconexión simple, es decir, la pérdida un Grupo a la vez.

1.4 La magnitud de RRPF para disminuir generación (frecuencia por encima de la referencia) es el mismo encontrado para incrementar generación (disminuciones de frecuencia).

1.5 En la metodología se considera inicialmente una RRPF asignada de 0% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis.

1.6 Para el caso de las áreas aisladas temporalmente del SEIN, el valor en porcentaje de la reserva destinada a la RPF será definida por el COES según lo detallado en el literal g) del numeral 7.1 del presente procedimiento.

1.7 Si el COES observa que existe una diferencia mayor al 15% en la magnitud de la RRPF entre los resultados correspondientes a periodos típicos tales como avenida/estiaje o cambios importantes del parque generador, se podrá establecer magnitudes de RRPF diferenciados para dichos periodos.

2. METODOLOGÍA

2.1 Se calcula el costo de la Energía No Suministrada (ENS), asociada a los Eventos considerados en los numerales 1.2 y 1.3, como se indica en los numerales 3 y 4 del presente anexo.

2.2 Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada porcentaje de reserva, como se indica en el numeral 2.5 del presente anexo.

2.3 Incrementar la Reserva Rotante en un 1% e iniciar nuevamente en el numeral 2.1 anterior.

2.4 Determinar la Reserva Rotante que se asignará a la RPF como el punto donde se minimiza la suma de las siguientes tres (3) componentes:

a) Los costos operativos adicionales por mantener la Reserva Rotante destinada a la RPF;

b) El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación;

c) El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.



2.5 Para cada nivel considerado en el numeral 2.3 del presente anexo, se hará simulaciones de la operación utilizando la metodología establecida para la programación de mediano plazo y estimará el sobrecosto, respecto de un escenario base sin reserva.

2.6 Con cada uno de los costos hallados en los numerales 2.1 y 2.2 del presente anexo se graficará la curva de costos versus reserva en porcentaje y en él se graficará también el costo total. Luego, se ubicará el valor porcentual de la reserva que signifique el menor costo, según se puede apreciar en la Figura A.1. Este porcentaje de reserva referido a la demanda será corregido para lo cual se deberá descontar la generación que, de acuerdo a la Base Legal del presente procedimiento, está exonerada de realizar RPF.

3. COSTO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR PÉRDIDAS DE GENERACIÓN

3.1 La demanda que es necesaria desconectar para cada Evento, se determina mediante simulaciones dinámicas ante desconexiones de generación y equipos de la red que impliquen salidas de servicio de generación. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurrido el TA de ocurrido el Evento, el valor de la frecuencia cuasi estable según lo indicado en el numeral 1.1 del presente anexo. Para estas simulaciones dinámicas se considerará como aporte de las centrales el porcentaje de reserva del caso evaluado. Asimismo, mediante estas simulaciones dinámicas se determinará el valor de estatismo que deberían tener los Grupos (%E), así como los valores recomendados de velocidad de toma de carga, u otro parámetro importante, de las centrales que deben realizar la Regulación Secundaria de Frecuencia.

3.2 En la determinación de la RRPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitadas al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina:

a) En las simulaciones dinámicas se identifica el valor de RRPF a partir del cual no se reduce los cortes de demanda imputables al Esquema de Rechazo Automático de Carga;

b) Para cada nivel de Reserva Rotante se determina el corte asociado al Esquema de Rechazo Automático de Carga imputable a un déficit de reserva para RPF.



Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte realizado y el valor encontrado en el ítem a) previo;

c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido en el numeral 1.1 del presente anexo.

3.3 Se debe considerar la información utilizada en el último estudio de Rechazo Automático de Carga.

3.4 Para cada periodo de evaluación, la demanda desconectada se afecta con la tasa de fallas de generación y equipos de transmisión que impliquen desconexiones de generación mayores a la desconexión de generación que se simula. Dicha tasa se determina con la información histórica de fallas de los equipos antes indicados para un periodo de los últimos treinta y seis (36) meses.

3.5 Con lo indicado anteriormente se estima la potencia desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el tiempo que tarda el sistema en restablecerse luego de cada Contingencia. Para esto, sobre la base de las estadísticas y la experiencia operativa de los últimos treinta y seis (36) meses, se estimará los tiempos medios de recuperación en función de la carga desconectada.

3.6 Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma, al multiplicarla por el costo de la ENS, usado en el Plan de Transmisión vigente.

4. COSTO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA POR VARIACIÓN DE LA DEMANDA

4.1 Para determinar la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda, se identificarán las cargas de magnitudes iguales o mayores a 2% de la demanda y que toman completamente dicha carga en 1 minuto.

4.2 La demanda que sería necesaria rechazar/racionar para cada Evento se determina mediante simulaciones dinámicas. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurrido el TA de ocurrido el Evento, el valor de frecuencia requerido según lo indicado en el numeral 1.1 del presente anexo.

4.3 En la determinación de la RRPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitables al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina:

a) En las simulaciones dinámicas se identifica el valor de RRPF a partir del cual no se reducen los cortes de demanda imputables al Esquema de Rechazo Automático de Carga;

b) Para cada nivel de reserva se determina el corte asociado al Esquema de

Rechazo Automático de Carga imputable a un déficit de reserva para RPF. Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte de carga realizado y el valor encontrado en el literal a) previo.

c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la

simulación para llevar la frecuencia al valor de estado cuasi estable definido el numeral 1.1 del presente anexo.



4.4 Considerar para estos análisis la respuesta autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar este efecto sobrestimaría las consecuencias que para la frecuencia originan los Eventos en instalaciones de generación y equipos de la red que impliquen salidas de generación.

4.5 Con lo indicado anteriormente se estima la potencia desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el tiempo que tarda el sistema en restablecer cada Evento. Para esto, el COES, basándose en las estadísticas y en la experiencia operativa de los últimos treinta y seis (36) meses, estimará los tiempos medios de recuperación en función de la carga desconectada.

4.6 Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma, al multiplicarla por el costo de la ENS, usado en el Plan de Transmisión vigente.



ANEXO 2

METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA DE LOS REGISTROS DE

FRECUENCIA

La evaluación de consistencia de los registros de frecuencia enviados por los Generadores

Integrantes se realizará con horizonte diario bajo la siguiente secuencia:

a) Para cada segundo del registro diario se calculará el error absoluto (Hz) entre la frecuencia del Grupo y la frecuencia del SEIN (registro de frecuencia de los GPS del COES).

b) Se excluyen de la evaluación los periodos donde el Grupo no operó y a los periodos en los que los Grupos se hubiesen encontrado en sistemas aislados temporalmente del SEIN.

c) Sobre la base de la función de probabilidad acumulada, se determina el error que corresponde a una probabilidad acumulada del 90%. Si el error determinado es superior a 20 mHz, el registro de datos diario evaluado es considerado como dato inconsistente.

Se muestra un ejemplo gráfico de la determinación de la consistencia de datos de frecuencia.

DATO

CONSISTENTE

DATO

INCONSISTENTE



ANEXO 3

EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA RPF

1. Periodo de Evaluación

1.1 El COES evaluará la tendencia de la evolución de la frecuencia. Esta medición permitirá indicar la disponibilidad promedio de la RPF al compararla con la máxima desviación de frecuencia que agota la totalidad de la reserva primaria, de acuerdo con la siguiente fórmula.

Donde

∆ƒmax : Escalón de la variación de frecuencia que agota su reserva asignada.

%En : Estatismo con valor igual a 5%

BMn : Banda muerta establecida en el literal c) del numeral 8.1 del presente

procedimiento

1.2 Se utilizarán los siguientes límites tomando la frecuencia del SEIN en la elección del periodo de evaluación, ver fórmulas (1) y (2).

Donde:

ƒmax→gen , ƒmin→gen : Límites superior e inferior de la frecuencia que aseguran la

respuesta de los Grupos.


1.3 Para cada día de evaluación, se elige de manera aleatoria un periodo de cinco (05) minutos continuos para cada Periodo de Base, Periodo de Media y Periodo de Punta (estos periodos son los especificados en el Procedimiento Técnico del COES N° 03 “Pronostico de la demanda a corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, o el que lo reemplace), haciendo un total de tres periodos para un día de evaluación, en los que el Grupo o Central podrá estar conectado o desconectado del AGC del COES de manera continua. La elección de los periodos tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Se excluye el periodo de aquel Grupo que se encuentre en la condición del numeral 10.4 del presente procedimiento.

b) Para aquellos Grupos que no se encuentren bajo el mando del AGC del COES, la potencia generada del Grupo no deberá variar en más de 5% de la potencia registrada al inicio del periodo evaluado.



c) Para aquellos Grupos o Centrales que se encuentren conectadas al AGC del COES brindando el servicio de RSF, la potencia de referencia de generación del AGC (base point), deberá mantenerse constante en el periodo de evaluación.

d) Para todos los Grupos sin excepción, el 98% del tiempo a evaluar, la frecuencia debe mantenerse dentro de la banda de operación [ƒmax→gen, ƒmin→gen]. De estos datos, por lo menos el 20% de los mismos deben de estar por encima de (60 + BM-0,01) Hz y otro 20% por debajo de (60 – BM+0,01) Hz.

e) Para aquellos Grupos a los que no se haya encontrado un periodo de evaluación, se repiten el paso a) o b), según corresponda, y c) considerando esta vez periodos de cuatro minutos (04). Si a pesar de esto no se encontró un periodo de evaluación, adicionalmente se reducirá de 20% a 15% la restricción indicada en el literal c) anterior. De no encontrarse periodo evaluable, se considerará un incumplimiento igual a cero (0).

2. Modelo que representa la respuesta de la potencia por RPF

Para la evaluación de la prestación del servicio de RPF, el Generador podrá entregar al COES

con copia al Osinergmin, un modelo que represente a su Grupo, Central o Equipo para RPF,

adjuntando el sustento técnico respectivo, el cual debe incluir de manera comparativa la

aplicación de dicho modelo respecto al Modelo estándar definido en el presente Anexo; en

dicho caso, la evaluación se realizará según lo establecido en el numeral 2.1 del presente

Anexo. En su defecto, el COES utilizará para la evaluación, según sea el caso lo siguiente:

a) El modelo estándar según lo establecido en el numeral 2.2 del presente Anexo para los

Grupos o Centrales que realizan el servicio de RPF sin el uso de un Equipo para RPF.

b) El modelo estándar aplicable para los casos en que un Grupo o Central realice el servicio

de RPF mediante un Equipo para RPF, el cual será definido por el COES en su

correspondiente Nota Técnica.


A partir del modelo comunicado por el Generador, el COES determinará la potencia de

salida del Grupo, Central o Equipo para RPF correspondiente a la frecuencia del periodo

de evaluación definido en el numeral 1 del presente Anexo.

Donde:

ƒ : Registro de frecuencia del Grupo, Central, Equipo para RPF o lo establecido en el literal d) del numeral 12.2 según corresponda.

P’ : Potencia del Grupo, Central o Equipo para RPF determinada con el Modelo de Planta.



Pref : Potencia consigna del Grupo o Central. Para el caso de las URS que estuvieron brindando el servicio de RSF, este parámetro será la señal de potencia consigna del AGC (set point) y/o las señales consignas individualizadas según lo especificado en el numeral 6.5 del presente procedimiento; para el caso de sistema de almacenamiento de energía con baterías este parámetro tendrá valor cero (0).


Para utilizar este Modelo estándar se determinan los parámetros con los que se ejerce

el servicio a partir de la respuesta en potencia del Grupo o Central. Para el periodo de

evaluación identificado en el numeral 1 del presente anexo se procede de la siguiente

manera:

Se estiman los parámetros de ganancia de estado estacionario, banda muerta,

constante de tiempo y potencia de referencia con el modelo de primer orden descrito

en la siguiente figura, asimismo se determina el estatismo de los Grupos de acuerdo

con la fórmula (3).

Datos de entrada


ƒ : Registro de frecuencia del Grupo, Central, o lo establecido en el literal d) del numeral 12.2 según corresponda.

P : Registro de potencia del Grupo o Central.

PEf : Potencia Efectiva del Grupo o Central. En caso de Grupos hidráulicos, el valor será declarado por la empresa propietaria, considerando la Potencia Efectiva de la central.

Max(PEf , Pmax) : Valor máximo entre la Potencia Efectiva del Grupo y la potencia máxima registrada durante el periodo de evaluación.

Min(PMT , Pmin) : Valor mínimo entre la generación en mínimo técnico del Grupo y la potencia mínima registrada durante el periodo de evaluación.




Pref : Potencia consigna del Grupo o Central. Para el caso de evaluación del

cumplimiento de las centrales que estuvieron brindando el servicio de RSF, este parámetro será un dato de entrada y corresponderá a la señal de potencia consigna del AGC (set point).

P’ : Potencia del Grupo o Central determinada con el modelo estándar.

BM : Banda muerta del Grupo o Central evaluada, la cuál será acotada en base a lo declarado por el titular.

%E : Estatismo del Grupo.

1/R : Ganancia en estado estacionario.

T : Constante de tiempo.


Con el modelo definido en el numeral 2.1 o 2.2 precedentes, o el modelo estándar definido

en la Nota Técnica del COES en aplicación del literal b) del numeral 2 del presente Anexo,

según el caso de cada Grupo o Central, se calcula el aporte de potencia en el Tiempo de

Aporte para RPF TA (ΔPo) para un escalón de variación de frecuencia que agota la reserva

primaria asignada.

Donde:

fmin→%RA : Escalón de la variación de frecuencia que agota su reserva asignada

TR

TR



4. Calificación del cumplimiento

a) Se evalúa el coeficiente R2 entre los registros de potencia del Grupo o Central y la potencia de salida del modelo estimado en aplicación del numeral 2 anterior. Para coeficientes menores 0.6, se considera que el aporte de potencia para RPF (∆P) es igual a cero (0).

b) Para la evaluación del cumplimiento, a cada Grupo o Central, se le evalúa el aporte de potencia para RPF total (∆Pt) el cual se determina de la siguiente manera:

Para el caso de Delegantes y de Grupos que no delegan:

Para el caso de una Encargada:

Donde:

∆Pt : Aporte de potencia para RPF total, es el valor que se utilizará para la evaluación de la reserva primaria no suministrada.

∆Po : Aporte de potencia para RPF del Grupo o Central más el aporte de potencia de su Equipo para RPF, obtenido de la simulación del escalón de frecuencia (numeral 3 del presente anexo).

∆Pee,i : Aporte de potencia para RPF suministrada por la Encargada “e” a favor de la Delegante “i”.

RA : Reserva asignada, se presentan los siguientes casos para su determinación:

i. En caso el Grupo o Central no se encuentre conectado al AGC:

ii. En caso el Grupo o Central se encuentre conectado al AGC:

RE : Reserva encargada, es la magnitud de reserva que una Delegante ha delegado a una Encargada, la magnitud podría ser el total o una fracción de la RA de la Delegante para lo cual el Generador deberá informar la variable “Cd” cuyo valor estará entre 0 y 1: RE = RA x Cd

i : Grupo “i”.

e : Encargada “e”.

j : Delegante “j”.

T : Total de Encargadas del Grupo “i”.



J : Total de Delegantes de la Encargada “e”.

c) Los aportes de potencia para RPF suministrados por las Encargadas corresponderán al mismo periodo de evaluación de la Delegante, en caso de que la Encargada no se encuentre operando durante el periodo de evaluación de la Delegante, el aporte de la Encargada a favor de la Delegante será cero (0).

d) Para el Grupo “g” se determina el porcentaje de reserva primaria no suministrada (%RPNS) mediante la siguiente fórmula:

e) Se determina el nivel de incumplimiento de los periodos evaluados para el día, en función del %RPNS determinado en el literal d) anterior, utilizando la siguiente expresión:

f) El nivel de incumplimiento diario para el Grupo se determina como el promedio aritmético de los valores de los incumplimientos de los periodos evaluados, en caso de no encontrarse periodo evaluable durante el día de evaluación se considerará incumplimiento igual a cero (0).

g) El incumplimiento diario de un Grupo será reportado dentro del informe mensual de evaluación del cumplimiento de los Grupos del servicio de RPF.

5. Para el caso en que un Grupo o Central realice el servicio de RPF mediante un Equipo para RPF, en el caso de los numerales 2, 3 y 4 del presente Anexo, se considerará lo indicado en la Nota Técnica emitida por el COES, según lo establecido en el literal b) del numeral 12.1 del presente procedimiento.



ANEXO 4

CÁLCULO DEL COSTO DE OPORTUNIDAD UNITARIO DE RESERVA ROTANTE PARA LA

REGULACIÓN

1. Premisas

El COR será determinado por el COES, en función de los costos de inversión y operación de un

Equipo para RPF basado en un sistema de almacenamiento de energía con baterías y se

expresará en S/. /MW-día.

2. Metodología de cálculo

2.1 Se calcula la mensualidad de un proyecto de inversión de un Equipo para RPF considerando una vida útil de 120 meses y la tasa actualización establecida en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), según la fórmula (1).

Donde:

: Costo unitario de inversión de un Equipo para RPF. Este costo está

expresado en Soles por MW de reserva a subir y a bajar, incluye los

equipamientos necesarios para su instalación y conexión al SEIN.

: Tasa de actualización mensual determinada a partir de la tasa establecida

en el artículo 79 de la LCE (12%).

: Vida útil del Equipo para RPF (120 meses)

: Factor que representa el porcentaje de los costos de operación y

mantenimiento sobre el costo de la inversión. Este factor tendrá un valor

de 1,03.

2.2 El COR se establecerá como un cargo diario afectada por un factor Kd, según la fórmula (2).

Donde:

: Factor de disuasión. Este factor tendrá un valor de 1.5.

3. Actualización del costo

El COES actualizará el valor del COR, cada cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará el costo unitario de inversión INV y, de ser necesario, los factores de cálculo FOyM y Kd.

gerencia de regulaciÓn de tarifas informe n° 362-2020-grt

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