nuevo procedimiento técnico del coes n° 21 “reserva

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 596-2019-GRT

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

Regulación Primaria de Frecuencia”

(Prepublicación)

Diciembre 2019

Osinergmin Informe Nº 596-2019-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 2018, 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.

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 ........................................................................................................................... 4

2. Marco Conceptual .................................................................................................................. 6

3. Aspectos considerados en la modificación del PR-21 ................................................. 8

3.1. Reseña de la Regulación de Frecuencia en el SEIN ............................................. 8

3.2. Aspectos de Modificación del PR-21 ...................................................................... 11

3.3. Propuesta de Modificación del PR-21 ..................................................................... 17

4. Conclusiones ......................................................................................................................... 18

Anexo A ............................................................................................................................................. 19

Anexo B ............................................................................................................................................. 54



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 17 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, (iv) agregar las nuevas tecnologías para brindar el servicio de la RPF, y (v) prohibir la asignación del servicio de RPF a las URS (Unidades de Regulación Secundaria) asignadas para el servicio de RSF.

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.

Finalmente, en el presente informe se efectúa el análisis de la subsanación de las observaciones a la propuesta, concluyendo que por la cantidad de modificaciones del PR-21 resulta necesario presentarlo como el proyecto 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, e 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 por lo que el COES, mediante documento DO-045-2017, estableció que todas aquellas URS calificadas 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 de Modificación del PR-21 Considerando los aspectos objeto de revisión a los que se refiere el numeral 3.1 del presente informe, y la subsanación de observaciones (Anexo A), se propone el proyecto del nuevo PR-21 cuyos cambios realizados se muestran en el Anexo B.



4. Conclusiones

Conforme a lo sustentado en el presente informe, se recomienda proceder a la publicación del proyecto 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-22, que contiene las modificaciones señaladas en el numeral 3.3 del presente informe.

Ing. Severo Buenalaya Cangalaya

Gerente de División de Generación y Transmisión

/pch/jp/jf



Anexo A



Análisis de la Subsanación de Observaciones a la Propuesta de Modificación del PR-21

I. Observaciones Generales

1. Observación General 1

Se solicitó que, en el Informe Técnico – Económico que sustenta la propuesta de Modificación del procedimiento Técnico (“Estudio de Modificación”) correspondiente al Procedimiento Técnico del COES N° 21 la “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” (PR-21), se incluya un apartado vinculado a los antecedentes detallados del PR-21, el desarrollo de la necesidad e importancia del servicio en el mercado eléctrico y la evolución de dicho servicio a lo largo de los años, con énfasis en el desempeño efectuado durante el vigente PR-21.

Subsanación del COES

El COES menciona que de manera complementaria a los antecedentes del Informe Técnico – Económico – Legal, incluye en orden cronológico lo siguiente:

En el 2001, mediante Resolución Ministerial Nº 232-2001-EM-VME, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) aprobó el procedimiento técnico COES 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.

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, una de ellas es 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 (60 Hz).

Para que la regulación de frecuencia sea efectiva, las unidades de generación deben operar manteniendo un margen de potencia para RPF y deben ser capaces de reaccionar de manera rápida ante desbalances intempestivos del par generación - carga, ello garantiza el restablecimiento de la frecuencia y la seguridad del SEIN. Por otro lado, un inadecuado servicio de RPF (comprende la reserva, la asignación, estándares de operación, entre otros) 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 asignaba una determinada magnitud en función a su estatismo y potencia efectiva, en este escenario la frecuencia del SEIN se mantenía normalmente entre 59,7 Hz a 60,3 Hz (ver Figura 01), y como parámetro de control la integral de variación diaria de frecuencia. Bajo este escenario, la reserva para la RPF era asignada entre las unidades aptas (ver Tabla 01), 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 20081.

Este esquema tuvo ciertas deficiencias, entre ellas, que la regulación de frecuencia era dependiente del despacho de las unidades de generación, lo cual estaba fuertemente 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, eran aspectos que ocasionaban 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 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

1 Informe COES SINAC-DPC-027-2008 “Criterio y Metodología para la Asignación de la Reserva para la

Regulación Primaria y Secundaria de Frecuencia”, emitido con carta COES-SINAC/DPC-030-2008.



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.

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 Actual2

Análisis de Osinergmin

De acuerdo con la reseña histórica de la regulación de frecuencia en el SEIN realizado por el COES, donde se observa la importancia del servicio RPF en el mercado eléctrico y la evolución de dicho servicio a lo largo de los años.


El Estudio de Modificación del PR-21 debe contener el apartado a que se refiere el numeral 6.1 de la Guía COES (con su contenido mínimo de forma estricta), modificado con Resolución N° 090-2017-OS/CD (Ver Anexo 1 del Informe N° 226-2017-GRT -sustento de la citada resolución-) con relación a los cambios propuestos. En caso, no sea aplicable alguno de los tópicos, indicar las razones.

2 Datos de frecuencia al segundo de la SE San Juan (días 16/04/2012 y del 12 al 18/08/2019)




El Informe Técnico – Económico – Legal de la propuesta de modificación del PR-21 (en adelante el “Informe”) posee el apartado detallado en el numeral 6.1 de la Guía COES considerando sus modificatorias:

Identificación del Problema: Numeral 3 del Informe.

Alternativas de solución: Numeral 4 del Informe.

Análisis detallado de impactos de la alternativa de solución seleccionada: Numeral 5 del Informe.

Monitoreo y evaluación: Numeral 6 del Informe. En este numeral se colocó una única redacción para todas las opciones pues en todos los casos el tratamiento es el mismo. La información de los resultados de las evaluaciones realizadas, serán remitidas a Osinergmin mediante reportes mensuales.


Se verificó que el Informe de sustento de la propuesta de modificación del PR-21 contiene lo descrito en el numeral 6.1 de la Guía.


Por otro lado, en el Estudio de Modificación del PR-21, el COES debe precisar en un cuadro, los textos a modificar, identificando específicamente los textos “incorporados” y los textos “eliminados”.


El COES menciona que con este documento adjunta una versión del PR-21 vigente incorporando, con control de cambios (identificando los textos incorporados y eliminados), las propuestas de modificación incluidas las que resulten como respuesta a las observaciones del presente documento.


Se dio conformidad a lo mencionado por el COES. Sin embargo, considerando los numerosos cambios que se realizan en el PR-21 vigente, el proyecto será denominado “Nuevo PR-21”.


De la revisión del Estudio de Modificación del PR-21, se verifica que tiene como uno de los objetivos, insertar el banco de baterías como proveedor de RPF; sin embargo, se solicita que el COES precise su propuesta centrada únicamente en “Unidades Generadoras”, o profundice su sustento a efectos de justificar que, en el actual mercado peruano, es viable técnica y legalmente, la prestación del servicio mediante banco de baterías.


El COES menciona que de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.2 de la NTCOTRSI, aprobado mediante Resolución Directoral N° 014-2005-EM-DGE, “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. (...)”



Al respecto, el COES continúa, lo expresado en la NTCOTRSI se interpreta en el sentido que la unidad de generación puede cumplir con la obligación de prestar servicio de RPF tanto si lo hace directamente, como si lo hace a través de otra Central de Generación. Esta postura, expuesta por el COES en el marco del proceso de aprobación del actual PR-21, ha sido aceptada por el Osinergmin, quien mediante Resolución de Consejo Directivo N° 195-2016-OS/CD aprobó el actual procedimiento contemplando la delegación del servicio de RPF.

Siendo ello así, es claro que la propuesta del PR-21 no está incorporando un concepto nuevo en la prestación del servicio de RPF, sino más bien se está proponiendo mejoras al esquema de cumplimiento y delegación del servicio de RPF, mecanismo que ya se encuentra en funcionamiento con el PR-21 vigente.

Considerando el escenario descrito, respecto al uso de banco de baterías para brindar el servicio de RPF, el COES señala que mediante Oficio Nº 1164-2019-MINEM/DGE3, el Minem ha señalado que “(...) la implementación de un conjunto de baterías para el almacenamiento de energía eléctrica para la regulación primaria de frecuencia no produce un aumento ni una disminución de la potencia instalada (...)”, por lo cual no se requeriría solicitar autorización ante el Minem.

De lo expuesto, se concluye que el uso del banco de baterías para facilitar el cumplimiento del servicio de RPF por parte de las unidades de generación, siempre ha sido viable con el Procedimiento vigente y no constituye una situación nueva en la propuesta de modificación.

Finalmente, el COES menciona que, bajo el marco legal vigente, se encuentra en proceso un proyecto de la empresa Enel Generación Perú S.A.A. (ENEL GENERACIÓN) para su C.T. Ventanilla, el cual consiste en la instalación de un banco de baterías con capacidad de 14 MW para brindar el servicio de RPF.

Sobre el caso indicado en el párrafo anterior, ENEL GENERACIÓN presentó al COES el Estudio de Pre-Operatividad para el proyecto “Adecuación de Regulación Primaria de frecuencia Central Térmica Ventanilla mediante la tecnología BESS” con carta SGMEC-433-2017 del 16 de agosto de 2017. Posteriormente, cumplido los requerimientos y resueltas las observaciones respectivas, el COES emitió conformidad con el estudio de Pre-Operatividad presentado con carta COES/D/DP-032-2018 del 15 de enero de 2018.

Sin perjuicio de lo expuesto, el COES menciona que la adición del concepto de Equipo de RPF obedece al objetivo de clarificar la forma en la cual una unidad de generación brindará el servicio de RPF, detallado en el numeral 4.1.2 del Informe Técnico - Económico - Legal. En ese sentido, y para mejor entendimiento de lo expuesto, se propone modificar la definición de Equipo para RPF de la siguiente manera:

Equipo para RPF: Equipo que pertenece a una unidad de generación o central, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF según lo establecido en el presente procedimiento. Este equipo no podrá exceder de una capacidad máxima de 40 MW lo que equivale a una banda de regulación para RPF de ±20MW, debiendo encontrarse dentro de las instalaciones de la central.

3 Oficio emitido en respuesta a una consulta efectuada por el COES debido a la futura instalación de un banco de

baterías en la Central Térmica Ventanilla. En dicha carta el COES consultó si un banco de baterías que no esté destinado a aumentar la potencia de la central requería contar con algún título habilitante.



Adicionalmente, el numeral 4.1.2 del Informe Técnico – Económico – Legal, se indica que el “Encargado”, será aquella unidad de generación que brinda el servicio de RPF por otras unidades de generación. En ese sentido, la redacción debe ser comprendida dentro del marco legal que indica manifiestamente que, la responsabilidad de la función de otorgar el servicio de RPF es del titular de la unidad de generación, aun cuando este haya delegado esta función. Lo mencionado va en línea con lo establecido en el numeral 6.2.2 de la NTCOTRSI:

“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 10MW. Quedarán exoneradas de tal obligación, las centrales de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz. (…)”

En línea con lo expuesto, y con la finalidad de evitar confusión en la comprensión de la propuesta de modificación del PR-21, el COES propone modificar la redacción de la definición de Delegante y Encargada de la siguiente manera:

Delegante: Aquella unidad de generación que brinda el servicio de RPF a través de otra unidad de generación.

Encargada: Aquella unidad de generación que brinda el servicio de RPF por otra(s) unidad(es) de generación.


De acuerdo con lo mencionado por el COES respecto a la delegación del servicio de RPF; siempre que sea debidamente sustentado en el aspecto totalmente técnico. Esto quiere decir que, en caso de demostrar técnicamente que para una central de generación es imposible cumplir total o parcialmente con su margen de RPF asignado, el Generador puede delegarlo a otro Generador.

En este contexto, el “Equipo para RPF” debe tener una capacidad máxima equivalente a la reserva para RPF asignada a la central y/o unidad de generación. Por tanto, se recomienda la siguiente redacción para la definición de “Equipo para RPF”:

“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.”

Asimismo, dado el concepto definido de Equipo para RPF, el cual indica que pertenece a una central y/o unidad de generación, se recomienda la siguiente redacción para las definiciones de “Delegante” y “Encargada”:

“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 sustente.”

“Encargada: Aquella central y/o unidad de generación que brinda el servicio de RPF por otra(s) unidad(es) y/o centrales de generación.”

Por otro lado, con relación al Anexo 3 de la propuesta respecto a la evaluación del cumplimiento de la RPF, en línea a lo anteriormente señalado, se propone que la



redacción de los literales a) y b) del numeral 4 de dicho anexo sea de la siguiente manera:

“a) Se evalúa el coeficiente R2 entre los registros de potencia de la unidad de generación o de la central de generación 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).

b) Para la evaluación del cumplimiento, a cada unidad de generación o de la central de generación, se le evalúa el aporte de potencia para RPF total (∆Pt) el cual se determina de la siguiente manera:…”

Sobre el aspecto legal, la definición 26 del anexo 1 de la NTCOTRSI define a la Regulación Primaria de Frecuencia como:

“26. Regulación Primaria de Frecuencia: Se refiere a la acción automática e inmediata de los reguladores de velocidad de los grupos generadores, ante cambios súbitos en la frecuencia. Tiene como objeto absorber los desequilibrios entre la oferta y demanda del SEIN para tratar de mantener la frecuencia en un nivel o rango determinado. Esta regulación debe ser sostenible al menos durante 30 segundos.”

Esta definición se puede separar en dos partes:

1. Sobre que “la RPF se refiere a la acción automática e inmediata de los reguladores de velocidad de los grupos generadores, ante cambios súbitos en la frecuencia”, la incorporación de baterías no va reemplazar esta acción (específicamente la actuación automática e inmediata de los reguladores de velocidad), debido a que es propia de las centrales de generación siempre que operen en modo estatismo “Droop mode”, tal como se indica en el literal a) del numeral 8.1 del PR-21. Por tanto, la incorporación de baterías no estaría incumpliendo la NTCOTRSI.

2. Sobre que la “RPF tiene como objeto absorber los desequilibrios entre la oferta y demanda del SEIN para tratar de mantener la frecuencia en un nivel o rango determinado. Esta regulación debe ser sostenible al menos durante 30 segundos”, se observa que no existe impedimento para que las baterías suplan la “potencia durante el tiempo” necesario a fin de cumplir con lo especificado en el numeral 9 del PR-21, ya que con estas alcanzarían con el objeto de la RPF. Ahora bien, las baterías, de acuerdo a la propuesta del nuevo PR-21, solo podrán instalarse siempre que se demuestre su imposibilidad técnica de brindar la RPF de acuerdo a lo establecido en el PR-21.


Los cálculos, estadísticas y valores que se utilizan como sustento para el Estudio de Modificación del PR-21 deben ser presentados como anexos adjuntos, para la correcta revisión, en caso, de no ser posible, precisar la fuente de su aplicación.


Se adjunta un CD con la información solicitada.




Se revisó la información alcanzada en el CD, verificando la consistencia de los datos y cálculos.


Dentro del análisis del COES no se indica las variaciones en el comportamiento del SEIN ante los cambios de introducir cada propuesta de modificación del PR-21 (Delegación de RPF a un solo encargado, inclusión de baterías de forma masiva para la entrega de RPF, modificación de tiempo de respuesta de las RPF), por lo que, debe realizar dicha evaluación y presentarla.


En atención a esta observación, se han realizado simulaciones considerando la delegación de RPF según el nuevo esquema generalizado de delegación propuesto por COES, tomando en cuenta en primera instancia la delegación del servicio de RPF sin el uso de Equipo de RPF alguno por parte de las Encargadas y, en segunda instancia, la delegación del servicio de RFP con el uso de Equipo de RPF por parte de las Encargadas.

Respecto a la evaluación de la modificación del tiempo de respuesta de las RPF, se debe revisar la Subsanación del COES al literal d) de la Observación Específica 02.

Cabe mencionar que, con la aplicación del mecanismo generalizado de delegación, no existe la posibilidad que un solo Equipo de RPF (llámese central de generación o banco de baterías) pueda concentrar la realización de todo el servicio de RPF del SEIN. Al respecto, se debe revisar la Subsanación del COES al literal d) de la Observación Específica 01.

Las simulaciones para el nuevo esquema generalizado de delegación se han realizado tomando en cuenta un Evento de falla consistente en la desconexión de la unidad TV de la C.T. Ventanilla con 177,95 MW al momento de la falla. Dado que el objetivo de las simulaciones es evidenciar la respuesta de la frecuencia ante el servicio de la RPF, no se está considerando la actuación de los Esquemas de Rechazo de Carga (ERAC).

Asimismo, las simulaciones se han realizado en periodo de avenida, ello en razón a que existe en total y, en comparación al periodo de estiaje, un menor número de unidades de generación térmicas, consecuentemente, se posee un menor parque generador interconectado en el SEIN brindando el servicio de RPF, traduciéndose en una menor inercia equivalente en el sistema eléctrico peruano. Adicionalmente, se ha visto conveniente realizar los análisis en el periodo de máxima demanda en horas punta del SEIN, ya que la generación disponible se encontraría generando al máximo de su capacidad y guardando el margen de RPF que les corresponde, esto conlleva a que se tenga menor disponibilidad de generación rotante a subir, en consecuencia, la respuesta adecuada de la RPF toma mayor relevancia.

Los escenarios considerados para simulación son los siguientes:

Escenario Base, sin ninguna delegación

Escenario de delegaciones sin la participación de banco de baterías

Escenario de delegaciones con la participación de banco de baterías



Escenario Base:

Este escenario considera la no existencia del mecanismo de delegación; es decir, cada unidad de generación brinda el servicio de RPF de manera autónoma. En ese sentido, para mayor realismo de las simulaciones, se ha considerado que, alrededor del 30% de las unidades de generación no brindan el servicio de RPF de manera satisfactoria (este supuesto se encuentra respaldado en lo expuesto en la subsanación del COES al literal c) de la Observación Específica 04.

Las unidades de generación consideradas en la simulación se presentan en la Tabla 02. Cabe mencionar que este listado es referencial respecto a las unidades que cumplen de manera satisfactoria el servicio de RPF.

Tabla 02. Listado de unidades de generación consideradas en el escenario base

Los resultados de la simulación se presentan en la Figura 02.

N° Unidades N° Unidades N° Unidades1 C.H. Cerro Águila G1 22 C.T. Chilca 2 TG41 (*) 43 C.H. El Platanal G2

2 C.H. Cerro Águila G2 23 C.H. Chimay G1 44 C.H. San Gabán II G1

3 C.H. Cerro Águila G3 24 C.H. Chimay G2 45 C.H. San Gabán II G2

4 C.H. Cañón del Pato G1 25 C.T. Fenix TG11 46 C.H. Mantaro G1

5 C.H. Cañón del Pato G2 26 C.T. Fenix TG12 47 C.H. Mantaro G2

6 C.H. Cañón del Pato G3 27 C.H. Huanza G1 48 C.H. Mantaro G3

7 C.H. Cañón del Pato G4 28 C.H. Huanza G2 49 C.H. Mantaro G4

8 C.H. Cañón del Pato G5 29 C.H. Huinco G1 50 C.H. Mantaro G5

9 C.H. Cañón del Pato G6 30 C.H. Huinco G2 51 C.H. Mantaro G6

10 C.H. Cahua G1 31 C.H. Huinco G3 52 C.H. Mantaro G7

11 C.H. Cahua G2 32 C.H. Huinco G4 53 C.H. Santa Teresa G1

12 C.H. Chaglla G1 33 C.H. Machupicchu G1 54 C.H. Santa Teresa G2

13 C.H. Chaglla G2 34 C.H. Machupicchu G2 55 C.H. Yaupi G1

14 C.H. Charcani V G1 35 C.H. Machupicchu G3 56 C.H. Yaupi G2

15 C.H. Charcani V G2 36 C.H. Machupicchu G4 57 C.H. Yaupi G3

16 C.H. Charcani V G3 37 C.H. Matucana G1 58 C.H. Yaupi G4

17 C.H. Chevez G1 38 C.H. Matucana G2 59 C.H. Yaupi G5

18 C.H. Chevez G2 39 C.H. Moyopampa G1 60 C.H. Yuncan G1

19 C.T. Chilca 1 TG1 (*) 40 C.H. Moyopampa G2 61 C.H. Yuncan G2

20 C.T. Chilca 1 TG2 (*) 41 C.H. Moyopampa G3 62 C.H. Yuncan G3

21 C.T. Chilca 1 TG3 (*) 42 C.H. El Platanal G1

(*): Unidad que no genera por despacho económico en los escenarios simulados



Figura 02: Respuesta de la frecuencia del SEIN por la desconexión de la

unidad TV de la CT Ventanilla con 177,95 MW debido a falla

Escenario de delegaciones sin la participación de banco de baterías:

En este escenario el COES ha considerado que, del total de la magnitud requerida por el SEIN al momento del evento de falla, aproximadamente el 30% de la reserva requerida para RPF fue delegada por unidades de generación a otras unidades de generación sin que alguna de ellas haya recurrido al uso de banco de baterías para brindar el servicio de RPF.

Adicionalmente, se ha considerado como limitante de la magnitud que puede asumir cada unidad de generación en la función de Encargada, la magnitud que su estatismo mínimo le permita, cumpliendo de esta manera lo establecido en el literal b. del numeral 8.1 de la propuesta de modificación del PR-21; y evidenciando la limitante mencionada en la subsanación del COES al literal d) de la Observación Específica 01. En línea con lo mencionado, se ha tomado en consideración que la generación de las centrales encargadas se encuentra en el punto necesario para poder brindar el servicio de RPF que les corresponde y el servicio de RPF encargado.

Se ha tenido en consideración la delegación entre aquellas unidades que se encontraron brindando el servicio de RPF en el caso base y, adicionalmente, se ha considerado el caso de una unidad que no brindaba el servicio de RPF de manera satisfactoria en el caso base pero que, en este escenario, al tener la posibilidad de realizar dicho servicio utilizando el mecanismo de Delegación, delega el servicio de RPF a una Encargada. Para este último caso, la unidad adicional considerada como Delegante, la cual no brindaba el servicio de RPF en el escenario base, es la TG4 de la C.T. Ventanilla, las Encargadas de esta delegación son los G1 y G2 de la C.H. Huinco.

Se ajustó el despacho con respecto al caso base, de tal manera que las Encargadas guarden el margen que les corresponde asumir según el mecanismo de Delegación.

100.0079.9859.9639.9419.92-0.100 [s]

60.10

60.00

59.90

59.80

59.70

59.60

[Hz]

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: Frecuencia Caso Base

9.459 s59.651 Hz

60.869 s59.820 Hz

DIg

SIL

EN

T



Dentro de los casos de delegación, en Tabla 3 se puede observar que, las unidades de la C.H. Mantaro han delegado el servicio de RPF a dos Encargadas diferentes; y que existen unidades de generación que se encuentra como Encargadas de más de una unidad de generación Delegante. Cabe mencionar que esta simulación se encuentra en línea con la propuesta de modificación de COES detallada en el numeral 4.1.2 del informe Económico Técnico Legal.

En la Tabla 03 se presenta las Delegantes y sus respectivas Encargadas consideradas en este escenario:

Tabla 03: Delegadas y sus respectivas Encargadas en la simulación

Seguidamente, en la Figura 03 se presenta el comportamiento de la frecuencia ante la actuación de la RPF con las condiciones descritas para este escenario, realizando un comparativo respecto la respuesta de la frecuencia en el escenario base.

Figura 03. Comparativo de respuesta de la frecuencia cuando se realiza el

mecanismo de delegación vs la respuesta de frecuencia en el escenario base.

De la Figura 03, se observa que, la respuesta de la frecuencia en los primeros instantes luego de ocurrida la falla corresponde a la actuación de la energía cinética de las masas rotantes del sistema, por lo que, al tener el mismo grupo de

Unidades Encargadas Centrales Delegantes

C.H. Santa Teresa (G1y G2) C.H. San Gabán (G1y G2)

C.T. Fenix (GT11 y GT12) C.H. Mantaro (G1, G2, G3 y G4)

C.H. Chaglla (G1) C.H. Mantaro (G5, G6 y G7)

C.H. Cheves (G1 y G2) C.H. Charcani V (G1, G2 y G3)

C.H. Cerro del Águila (G1) C.H. Yuncan (G1, G2 y G3)

C.H. Machu Picchu (G4) C.H. Huanza (G1 y G2)

C.H. Huinco (G1 y G2) C.T. Ventanilla (TG4)

100.0079.9859.9639.9419.92-0.100 [s]

60.10

60.00

59.90

59.80

59.70

59.60

[Hz]

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: Frecuencia Caso Delegación

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: Frecuencia Caso Base

9.807 s59.633 Hz

8.959 s59.651 Hz

31.733 s59.767 Hz

31.749 s59.792 Hz

99.749 s59.846 Hz

99.544 s59.821 Hz



generadores síncronos operando, la característica de la respuesta en estos primeros instantes será la misma al mantenerse la inercia total del sistema.

Por otro lado, se observa que en el Escenario de delegaciones sin la participación de banco de baterías se tiene un valor mínimo de frecuencia levemente inferior al Escenario Base, esto es debido a que, en el Escenario Base el servicio de RPF se encuentra distribuido entre más unidades de generación. En ese sentido, debido al efecto negativo de una delegación indiscriminada, el procedimiento vigente tiene un estudio anual en el cual se determina la máxima magnitud de RPF que puede ser delegada sin afectar la seguridad del SEIN. Este estudio anual se mantiene dentro de la propuesta de modificación del PR-21. Por último, en lo que respecta a los valores finales de las simulaciones, se puede observar que estos se han incrementado levemente con respecto a los valores finales de la frecuencia en el Escenario Base, ello es gracias al aporte adicional de RPF de la unidad de generación que, al encontrarse utilizando el mecanismo de delegación, en este escenario puede brindar la RPF, situación que no se podría dar en el escenario base sin delegación.

Se concluye entonces de los resultados de la simulación, que el nuevo esquema generalizado de delegación entre unidades de generación no afecta ni perjudica el comportamiento de la frecuencia del SEIN sino todo lo contrario, es generadora de incentivo para que aquellas unidades de generación que no pueden brindar el servicio de RPF por sí solas, puedan realizarlo por medio de otras unidades de generación, cumpliendo sus obligaciones y aportando a la seguridad del SEIN.

Escenario de delegaciones con la participación de banco de baterías:

Para este escenario se ha considerado que un porcentaje de las unidades de generación brindan el servicio de RPF utilizando Equipos para RPF. En ese sentido, los Equipos para RPF utilizados en esta simulación, son bancos de baterías que se encuentran dentro de las instalaciones de la central donde se encuentran físicamente las unidades de generación.

Para este escenario y, tomando en cuenta lo establecido en el escenario base, se tiene en cuenta que, el 30% del total de la RPF que requiere el SEIN en la simulación, no es efectivamente brindada de manera satisfactoria por algunos generadores.

Por consecuencia, quiere decir que el 70% de las unidades de generación que están obligadas a brindar el servicio de RPF lo están brindando satisfactoriamente.

En línea con lo expuesto, la simulación considera que la delegación del servicio de RPF se realiza dentro del universo de este 70% de unidades que brindar la RPF de manera satisfactoria.

Con la finalidad de realizar un análisis del impacto del uso de los Equipos para RPF, se han considerado las simulaciones con dos situaciones:

o Primera: Se ha considerado que un 30% del total de unidades de generación que brindan el servicio de RPF satisfactoriamente utilizan Equipos para RPF.

o Segunda: Se ha considerado que un 80% del total de unidades de generación que brindan el servicio de RPF satisfactoriamente utilizan Equipos para RPF.



Cabe mencionar que, para ambas situaciones, el resto de las unidades de generación que brindan satisfactoriamente el servicio de RPF, realizan el servicio con sus propios reguladores de velocidad.

Tabla 04: Listado de unidades de generación que utilizan

Equipos para RPF – Primer caso

Tabla 05: Listado de unidades de generación que utilizan Equipos para RPF –

Segundo caso

A continuación, en la Figura 04 se presenta el comportamiento de la frecuencia del SEIN, realizándose un comparativo entre los casos mencionados y el escenario base.

N° Unidades N° Unidades1 C.H. Charcani V G1 10 C.H. Mantaro G32 C.H. Charcani V G2 11 C.H. Mantaro G43 C.H. Charcani V G3 12 C.H. Mantaro G54 C.H. Huanza G1 13 C.H. Mantaro G65 C.H. Huanza G2 14 C.H. Mantaro G76 C.H. San Gabán II G1 15 C.H. Yuncan G17 C.H. San Gabán II G2 16 C.H. Yuncan G28 C.H. Mantaro G1 17 C.H. Yuncan G39 C.H. Mantaro G2 18 C.T. Ventanilla TG4

N° Unidades N° Unidades N° Unidades1 C.H. Cañón del Pato G1 17 C.T. Fenix TG12 33 C.H. Mantaro G32 C.H. Cañón del Pato G2 18 C.H. Huanza G1 34 C.H. Mantaro G43 C.H. Cañón del Pato G3 19 C.H. Huanza G2 35 C.H. Mantaro G54 C.H. Cañón del Pato G4 20 C.H. Machupicchu G1 36 C.H. Mantaro G65 C.H. Cañón del Pato G5 21 C.H. Machupicchu G2 37 C.H. Mantaro G76 C.H. Cañón del Pato G6 22 C.H. Machupicchu G3 38 C.H. Santa Teresa G17 C.H. Chaglla G1 23 C.H. Machupicchu G4 39 C.H. Santa Teresa G2

8 C.H. Chaglla G2 24 C.H. Moyopampa G1 40 C.T. Ventanilla TG49 C.H. Charcani V G1 25 C.H. Moyopampa G2 41 C.H. Yaupi G110 C.H. Charcani V G2 26 C.H. Moyopampa G3 42 C.H. Yaupi G211 C.H. Charcani V G3 27 C.H. El Platanal G1 43 C.H. Yaupi G312 C.H. Chevez G1 28 C.H. El Platanal G2 44 C.H. Yaupi G413 C.H. Chevez G2 29 C.H. San Gabán II G1 45 C.H. Yaupi G514 C.H. Chimay G1 30 C.H. San Gabán II G2 46 C.H. Yuncan G115 C.H. Chimay G2 31 C.H. Mantaro G1 47 C.H. Yuncan G216 C.T. Fenix TG11 32 C.H. Mantaro G2 48 C.H. Yuncan G3



Figura 04: Comparativo de respuesta de la frecuencia cuando las unidades de

generación utilizan Equipos para RPF (30% y 80%) vs la respuesta de frecuencia en el escenario base.

De la Figura 04 se observa que en el primer caso, existe una mejoría de la respuesta de la frecuencia ante la falla simulada. Para el segundo caso, se observa una mejoría muy significativa respecto al caso base, lo cual nos indica que, a mayor cantidad de unidades de generación que utilizan Equipos para RPF para brindar el servicio de RPF, el comportamiento de la respuesta de la frecuencia mejora.

Adicionalmente, cabe resaltar que la inercia total del sistema se mantiene constante, ya que las baterías no reemplazan a un generador síncrono, sino que únicamente brindan el servicio de RPF y, las unidades de generación conectadas en el escenario base, se encuentran aún conectados al SEIN. Ello se traduce en un beneficio en la respuesta de la frecuencia, pues durante los segundos iniciales, la respuesta inercial seguirá siendo la misma que el caso base y, adicionalmente, la batería tiene la capacidad de responder de manera más eficiente ante los Eventos del SEIN.

Conclusiones

El mecanismo de delegación se presenta como una opción viable para aquellas unidades de generación que, por diversos motivos, no pueden brindar el servicio de RPF por sí solas, evidenciándose un beneficio dentro del servicio de RPF por parte de estas unidades.

De las simulaciones se concluye que el mecanismo de delegación planteado tiene un efecto similar en el comportamiento de la frecuencia ante una falla, lo que evidencia su viabilidad técnica.

Así mismo, se concluye que, el uso de baterías para realizar el servicio de RPF por parte de las unidades de generación, no sólo es una opción técnicamente

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.10

60.00

59.90

59.80

59.70

59.60

[Hz]

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: Escenario con uso de Equipos para RPF al 80%SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: Escenario con uso de Equipos para RPF al 30%

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: Escenario Base

11.822 s59.791 Hz

8.705 s59.711 Hz

8.863 s59.657 Hz



viable, sino que tiene una incidencia beneficiosa en la recuperación de los valores permisivos de la frecuencia ante una falla.


Sobre el Escenario de Delegaciones sin la participación de bancos de baterías, se ratifica la importancia del estudio anual para determinar la máxima magnitud de RPF que puede ser delgada sin afectar la seguridad del SEIN.

Sobre el Escenario de Delegación con participación de Banco de Baterías, de la simulación se observa que la respuesta del SEIN ante eventos que afecten la frecuencia es notablemente mejor. Sin embargo, se debe permitir que por central solo se puede instalar bancos de baterías con capacidad equivalente a la reserva asignada para la RPF (Ver Análisis de Osinergmin a la Subsanación de la Observación General 04).

Asimismo, con relación al estudio anual señalado en el numeral 5.5 de la propuesta alcanzada por el COES, al contener este estudio información que forma parte de los insumos para la evaluación del informe anual que determina la magnitud de RRPF del numeral 5.4 de la propuesta, la publicación del citado estudio debe ser oportuna, por lo que se recomienda modificar el numeral 6.6 de la propuesta quedando redactado de la siguiente forma:

“6.6 El estudio anual señalado en el numeral 5.5 será publicado antes del 30 de noviembre del año correspondiente.”

II. Observaciones Específicas

1. Observación Específica 01

Sobre la modificación del Mecanismo de Delegación:

a) Presentar el reporte histórico de los Generadores (detallando central y unidades de generación) que le hayan delegado el servicio de RPF; así como, el Generador que solicitó dicho encargo (delegación).


El COES presenta la Tabla 06 con las unidades/centrales de generación que han hecho efectivo el mecanismo de delegación de la RPF (Delegante) y las centrales/unidades que asumieron la RPF de las centrales/unidades mencionadas (Delegado Principal – Delegado Alterno), dentro de lo estipulado en el PR-21 vigente.

Se ha considerado como fuente la información de los Informes mensuales de RPF remitidos a Osinergmin desde el 2017 “Evaluación del Cumplimiento del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia”. La Tabla 06 no considera aquellas unidades/centrales que realizaron las pruebas de imposibilidad técnica y que no hicieron efectiva la delegación.



Tabla 06. Centrales/unidades que hicieron efectivo el servicio de delegación de RPF


Si bien se observan las centrales de generación que Delegan el servicio de RPF; se debe precisar si la imposibilidad técnica que origina la delegación es temporal o permanente. Asimismo, en concordancia con la motivación de la propuesta de modificación del COES, se debe especificar el periodo de Delegación.

b) En el Numeral 3.1.4 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES identifica como problema del “Mecanismo de Delegación” que no sería aplicable a nuevas tecnologías, al respecto, el COES solo señala que la tendencia es utilizar el banco de baterías para poder brindar servicios complementarios (servicio de RPF). Sin embargo, no analiza otro tipo de tecnologías como alternativas, de tal manera que su propuesta únicamente se centra en insertar el banco de baterías como proveedor de RPF.

En ese sentido, el COES debe comparar con otros tipos de tecnologías para justificar esta problemática, o caso contrario, debe sustentar por qué únicamente se centra en el banco de baterías como solución.


La problemática identificada en el numeral 3.1.4 del Estudio Técnico – Económico – Legal presentado por COES, se refiere a que el actual PR-21 no es explícito el tratamiento y uso de todo tipo de tecnología de almacenamiento que podrían ser utilizados en el mecanismo de delegación para poder brindar el servicio de RPF; ya que si bien, contempla la posibilidad de delegar el servicio de RPF a otra unidad de generación y/o utilizar tecnologías alternativas para poder cumplir con su obligación, (tales como los sistemas de almacenamiento de banco de baterías, flywheels o super conducting magnetic energy storage), se ve la necesidad de realizar especificaciones adicionales respecto al mecanismo de Delegación y su tratamiento. A la fecha, los bancos de baterías se presentan como una opción viable económica y técnicamente en el SEIN (Ver Subsanación del COES a la Observación General 06); sin embargo, cabe la posibilidad que a futuro otras tecnologías sean competitivas económicamente y cumplan con los mismos requerimientos técnicos que se solicitan para el cumplimiento del servicio de RPD y lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES Nº 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20).

Delegante Delegado Principal Delegado AlternoC.T. VENTANILLA C.H. HUINCO C.H. MATUCANAC.H. CHIMAY C.H. MATUCANA C.H. MOYOPAMPATG3 Y TG4 DE LA C.T. VENTANILLA C.H. MATUCANAC.H. CHIMAY C.H. MOYOPAMPATG3 Y TV DE LA C.T. VENTANILLA C.H. MATUCANATG4 DE LA C.T. VENTANILLA C.H. MOYOPAMPA C.H. HUINCOTV DE LA C.T. VENTANILLA C.H. MATUCANATG3 Y TV DE LA C.T. VENTANILLA C.H. HUINCOTG3 DE LA C.T. VENTANILLA C.H. HUINCOTV DE LA C.T. VENTANILLA C.H. HUINCOTG3 DE LA C.T. VENTANILLA C.H. HUINCOTG4 DE LA C.T. VENTANILLA C.H. HUINCOC.T. CHILCA 1 TG3 DE LA C.T. CHILCA 1C.T. CHILCA 1 TG1 Y TG3 DE LA C.T. CHILCA 1C.T. CHILCA 1 TG1, TG2 Y TG3 DE LA C.T. CHILCA 1

C.T. CHILCA 2 TG41 DE LA C.T. CHILCA 2



En línea con lo mencionado, cabe resaltar que la propuesta de modificación del PR-21 no es exclusiva respecto al uso del banco de baterías, sino todo lo contrario, el objetivo es tener una definición genérica para cualquier tipo de tecnología en sistemas de almacenamiento que pueda ser utilizada por las unidades de generación para brindar el servicio de RPF, en línea con ello, se propone incorporar la definición de “Equipo para RPF” según lo mencionado en la subsanación del COES a la Observación General 04. En la Tabla 07, se muestra la clasificación de diversos sistemas de almacenamiento y sus respectivas aplicaciones.

Tabla 07. Clasificación de los sistemas de almacenamiento y sus aplicaciones (Fuente: Documento

Technology Overview on Electricity Storage 4)


De acuerdo con lo expresado por el COES. Sin embargo, respecto a que “cabe la posibilidad que a futuro otras tecnologías sean competitivas económicamente y cumplan con los mismos requerimientos técnicos que se solicitan para el cumplimiento del servicio de RPD y lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES Nº 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20)”, cabe mencionar que el PR-20 no contempla la evaluación de la operatividad del

4 Technology Overview on Electricity Storage - M. Sc. Georg Fuchs / Dipl.-Ing. Benedikt Lunz / Dr. Matthias Leuthold /

Prof. Dr. rer. nat. Dirk Uwe Sauer – Junio 2012.



banco de baterías ni de otros sistemas existentes como los ultracapacitores, bombeo hidráulico, aire comprimido, volantes de inercia (flywheels) entre otros.

En tal sentido, la modificación del PR-21 respecto a este punto, debería ir acompañada por una propuesta de adecuación del PR-20 sobre este tema. En ese contexto, de acuerdo a lo solicitado mediante oficio N° 688-2019-GRT el COES deberá remitir una propuesta de modificación del PR-20, en el que, entre otros temas, se incluirá el tema de baterías.

c) Se debe sustentar cuál es comportamiento de la frecuencia en un sistema en el que se cuente con un gran número de tecnologías nuevas que brinden RPF (baterías); así como, el efecto que pueda conllevar esta tecnología en el comportamiento de las máquinas síncronas que se encuentren conectadas al sistema al momento de reestablecer la ante un evento.


Se debe tener en cuenta que las nuevas tecnologías tienen como principal función la RPF con la exigencia establecida en el PR-21. Este requerimiento, al estar basado en un control de velocidad del tipo proporcional no debería ocasionar problemas al SEIN si son utilizados para brindar la respuesta que establece el procedimiento técnico.

Por este motivo, el comportamiento de la frecuencia no habría de verse perjudicada. Lo mencionado se observa en las simulaciones presentadas en la Subsanación del COES a la Observación General 06 del presente documento informe.


Osinergmin está de acuerdo con la incorporación de la tecnología para la operación eficiente del SEIN; sin embargo, corresponde al COES evaluar y garantizar que la respuesta de los “Equipos para RPF”, como mínimo deben ser iguales o superiores a la que brindaría la central y/o unidad de generación que brinde adecuadamente la RPF.

d) Del Numeral 4.1.2 del Estudio de Modificación del PR-21, se entiende que una “Unidad de Generación” puede ser instalada únicamente para brindar el servicio de RPF, además que el mencionado servicio se realizará en un solo lugar conectado al SEIN, al respecto, el COES no sustenta (comportamiento transitorio del SEIN) de forma completa los problemas que ello generará al “instalar” en un solo sitio el equipo que brindará la RPF, y no en varios puntos del sistema.

Asimismo, el COES debe describir el impacto de la utilización de otros tipos de tecnología para el servicio de RPF, no solo en el mecanismo de delegación, sino por ejemplo en la operación en tiempo real del SEIN, entre otros.


El COES menciona que la propuesta de modificación del PR-21, incluye limitaciones respecto a la posibilidad que la totalidad del servicio de RPF sea brindado en un único punto del SEIN por un único Encargado.

Como primera limitante se tiene lo establecido en el numeral 5.5 de la propuesta de modificación del PR-21, donde se indica que uno de los productos del procedimiento, es un estudio anual donde se determine, en caso corresponda, la magnitud máxima de potencia de RPF que podría ser cedida por los Delegantes o asumida por las Encargadas en cada área representativa del SEIN definida por COES.



Como segunda limitante, se tiene que los Equipos para RPF no podrá exceder de una banda de regulación máxima para RPF equivalente a ±20MW, debiendo encontrarse dentro de las instalaciones de la central.

El máximo valor de la banda de regulación máxima para RPF propuesto (±20MW), obedece al siguiente cálculo. Tomándose en consideración que los porcentajes de RPF de los años 2016, 2017, 2018 y 2019, han tenido un crecimiento sostenido (ver Figura 05) y, se tiene que el porcentaje de RPF probable para el próximo año será mayor que el porcentaje actual, por lo que tomó de manera referencial el valor de 3,4%. Para la realización del gráfico se ha tomado como fuente de información los Informes de Evaluación de Desempeño remitidos mensualmente a Osinergmin desde el año 2016 al año 2019.

Figura 05. Evolución del porcentaje de RPF para los años 2016 al 2019.

Así, se ha tomado la potencia de las unidades TV de las dos centrales de ciclo combinado con mayor potencia efectiva que solicitaron y certificaron imposibilidad técnica para realizar la RPF, las cuales son la TV de la C.T Chilca 1 y la TV de la C.T. Kallpa. Se tomó el porcentaje de 3,4% para cada uno de ellos, obteniéndose los datos de la Tabla 08. Para la realización de la Tabla 08 se ha tomado como fuente de información los Informes de Evaluación de Desempeño remitidos mensualmente a Osinergmin desde el 2016 al 2019.

Tabla 08: Magnitud de RPF de las unidades TV de la

CC.TT. Kallpa y Chilca 1 (3,4%)

Así, como se puede observar, en el supuesto que ambas centrales decidiesen brindar el servicio de RPF de sus respectivas TV utilizando un Equipo para RPF, éste debería tener una banda de regulación máxima para RPF equivalente a ±20MW para poder suplir este requerimiento.

Como tercera limitante, se tiene que, según lo establecido en el literal b) del numeral 8.1 de la propuesta de modificación del PR-21, el rango de estatismo permitido es de 2% a 7%. Ello implica que, como máximo, cualquier Encargada podrá asumir una

3.1% 3.0%3.2% 3.3%

2.0%

2.4% 2.5%

3.3%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

2016 2017 2018 2019

Tendencia de % RPF

Avenida Estiaje

Potencia (MW)

% RPF (MW)

TV Kallpa 283.04 9.62TV Chilca 1 273.13 9.29



magnitud de RPF máxima equivalente al 2% de su estatismo. Un valor de estatismo inferior al mencionado implicaría un incumplimiento del procedimiento.

Respecto a la operación de los Equipos de RPF en tiempo real, se debe tener en cuenta que para que cualquier equipo antes de poder conectarse al SEIN, debe contar con la aprobación de los estudios de Pre-Operatividad y Operatividad del COES, ello en cumplimiento del PR-20, con el objetivo de verificar su viabilidad de conexión y operación en conjunto con el SEIN.


De acuerdo con la explicación presentada por el COES.

e) En los análisis no se indican los efectos que podrían darse en casos se delegue la RPF a una sola máquina y se formen sistemas aislados debido a una falla. En dicho caso, cómo se asignará la RPF en el(los) sistemas aislado(s).

Subsanación de Osinergmin

La delegación del servicio de RPF no debe comprometer la seguridad de la operación del SEIN, por ello la propuesta de modificación del procedimiento, garantiza que las unidades de generación realicen el control de frecuencia en estos sistemas. Asimismo, se debe excluir de la evaluación los periodos que correspondan a aquellas unidades de generación que sean los únicos que se encuentren generando en el sistema aislado, ya que en este escenario, la regulación de frecuencia en general, es realizada por esta única unidad de generación en modo isócrono, no habiendo discriminación entre regulación primaria o regulación secundaria de frecuencia, es decir, el objetivo de esta única unidad de generación, es mantener la frecuencia del sistema aislado en el que se encuentra dentro de los límites aceptables según las coordinaciones realizadas por el Centro de Control de COES.

En este sistema asilado, en caso se produjese un colapso por indebida regulación de frecuencia, es de aplicación lo indicado en el Procedimiento Técnico del COES Nº 40 “Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE”, mediante el cual se define la responsabilidad de las acciones de la unidad de generación mencionada. En línea con lo mencionado, la redacción en la propuesta del procedimiento queda de la siguiente manera:

SOBRE LA DELEGACIÓN DEL SERVICIO

Se incluye:

“10.3 Aquellas unidades que formen temporalmente un área aislada con solo una unidad de generación, no podrán delegar el servicio durante el periodo de duración.”

ANEXO 3

Numeral 1.3

Se incluye:

“a) Se excluye el periodo de aquella unidad de generación que se encuentre en la condición del numeral 10.3 del presente procedimiento.”


De acuerdo con lo propuesto y expresado por el COES.



f) Por otro lado, en el Numeral 4.1.2 del Estudio de Modificación del PR-21, se verifica que la Segunda Alternativa asocia el concepto “Equipo para RPF: como aquel equipo que se encuentra conectado al SEIN y que puede brindar el servicio de RPF (por ejemplo, banco de baterías)…”, al respecto, el COES debe sustentar la necesidad de implementar dicho concepto en su propuesta ya que la Segunda Alternativa podría funcionar únicamente con unidades de generación.


Como se ha manifestado en respuestas anteriores (Ver subsanación del COES al literal b) de la Observación Especifica 01, el PR-21 vigente ya posee la posibilidad de poder brindar el servicio de RPF con otras tecnologías en sistemas de almacenamientos como lo son los bancos de baterías. En ese sentido, y dado que a la fecha ya existen diversas tecnologías en sistemas de almacenamiento, se ve la necesidad de adicionar una definición que englobe la participación de otras tecnologías en sistemas de almacenamiento, siempre que cumplan con los requisitos técnicos establecidos. Adicionalmente, la definición resulta necesaria para poder redactar y comprender de manera más sencilla la propuesta de modificación del PR-21.

Si bien es cierto que dentro del análisis de alternativas para proponer la modificación del PR-21 se consideró la posibilidad de mantener el esquema de delegación solo con unidades de generación que no utilicen otra tecnología más que la de los reguladores de velocidad de las propias unidades de generación, este esquema funcionaría con limitaciones ya que como se ha demostrado en la subsanación del COES a la Observación General 06, el límite físico de las unidades de generación hace que se degrade la calidad de prestación del servicio. Sin embargo, la incorporación de equipos especiales para brindar el servicio de RPF, muestran que existiría una mejor respuesta de recuperación de la frecuencia del SEIN en condiciones de delegación masiva.


De acuerdo con la respuesta brindada por el COES.

g) En la modificación del procedimiento se propone que la delegación pueda realizarse diariamente (17:00 horas) y el COES tiene hasta las 18:00 horas para ver la factibilidad de la delegación y responder. En ese sentido, se debe evaluar el impacto en la programación diaria y semanal del despacho. Asimismo, considerando que el programa diario de operación finaliza a las 16:00 horas de cada día, y que las propuestas de delegación lleguen a las 17:00 horas; estas delegaciones podrían afectar a los mantenimientos ya aprobados, generando problemas en la operación en tiempo real.


Efectivamente en caso de que la delegación del servicio de RPF sea posterior al Programa Diario de Operación (PDO), podría afectar a los mantenimientos programados y consecuentemente la operación en tiempo real. Para mitigar lo indicado, se puede considerar la delegación juntamente con la elaboración del PDO, para ello, los agentes deberían enviar su solicitud hasta las 09:00 horas; bajo esta propuesta ya no es necesario mantener la decisión de rechazo por parte del COES, ya que esta será coordinada durante la elaboración del PDO. Cabe mencionar que con esta propuesta el mecanismo de delegación no interfiere con los mantenimientos



programados, ni con el despacho económico diario y se evitarían posibles problemas en tiempo real ocasionados por la delegación.

El esquema de delegación es muy similar a la delegación actual y a la fecha no se ha identificado problemas en el Programa Semanal de Operación (PSO), por ello, el esquema propuesto no tendría ningún impacto negativo.

De acuerdo a lo indicado en los párrafos anteriores se propone modificar el numeral 10.1 y 10.2 de la propuesta del procedimiento según:

“10.1 La delegación 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 su solicitud, conforme a los medios y formas establecidos por éste, hasta las nueve diecisiete (09:0017:00) horas del día previo a que se ejecute la delegación, detallando la vigencia de la delegación, no se considerarán solicitudes fuera de plazo.

10.2 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. La eventual decisión de rechazo será comunicada por el COES antes de las 18:00h del día previo a que se ejecute la delegación.

Adicionalmente, se propone modificar el primer párrafo del numeral 11 con el objetivo de incluir la programación de la reserva para RPF en el PSO:

“En las restricciones del despacho económico, para cada período de optimización medio horario del Programa Diario de Operación y del Programa Semanal de Operación se incluirá el porcentaje de RPF asignado a cada una de las unidades de generación comprendidas dentro del alcance del presente procedimiento según la siguiente fórmula: (…)”


De acuerdo con las modificaciones de los numeral 10.1, 10.2 y 11 propuesto por el COES.


Sobre la modificación de la Evaluación del Cumplimiento del servicio de RPF

a) En el Numeral 4.2.2.1 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES sustenta la eliminación de la “Evaluación en estado de falla” por una baja incidencia en evaluaciones de este tipo y que además la mayoría de las fallas se extinguen antes de los 30 segundos (mostrando solo un ejemplo). Al respecto, el señalar que por una baja incidencia en evaluaciones de este tipo o porque la mayoría de las fallas se extingan antes de los 30 segundos no representaría un sustento para eliminar la evaluación en estado de falla, por lo que se requiere su reformulación. Considerando que es en el momento de la falla, cuando las máquinas deben brindar el servicio de RPF, no sería razonable quitar la evaluación en ese estado. En ese sentido; se debe evaluar al SEIN ante estados reales de falla, a fin de observar el real comportamiento de las máquinas y del Sistema.




De manera adicional a las estadísticas de baja incidencia de fallas evaluables presentadas por COES en el Informe Técnico – Económico – Legal de la propuesta de modificación del PR-21, el COES complementa algunos aspectos que sustentan su eliminación.

Las unidades de generación realizan la RPF mediante variaciones de potencia accionados por sus reguladores de velocidad, los ajustes de estos equipos son determinados en campo por fabricantes o consultores especializados, estos ajustes generalmente no se modifican y garantizan que en todo momento y ante cualquier tipo de evento la unidad responde adecuadamente a las desviaciones de frecuencia.

La propuesta del PR-21 contiene una metodología que permite estimar los parámetros de los reguladores de velocidad, estos parámetros son equivalentes a los ajustes en campo representando la realidad de cada unidad de generación. Con la equivalencia matemática del modelo real se puede evaluar la respuesta ante cualquier tipo de evento, uno de estos es el escalón de frecuencia. El valor del escalón de frecuencia elegido es equivalente a una contingencia severa que exige como mínimo el aporte total de la reserva de RPF, así se garantiza la evaluación en situaciones equivalentes a una falla de generación. Cabe indicar que, la estimación de parámetros se determina fácilmente en estado normal, caso contario la respuesta real de la unidad de generación podrían contener el efecto de variables que no necesariamente están relacionadas con la regulación primaria de frecuencia.

En conclusión, la evaluación en estado normal permite identificar si la respuesta de la unidad de generación, ante un evento equivalente a una falla, es satisfactoria o no. Asimismo, en la propuesta del PR-21 se está planteando tres evaluaciones diarias, con ello se garantiza una supervisión constante a cada unidad de generación. Por los motivos expuestos, el COES innecesario mantener la evaluación en estado de falla.


Se acepta la eliminación de “Evaluación en estado de falla”, debido a que, en caso de evento en el SEIN, el comportamiento y respuesta del sistema se evalúa en aplicación del PR-40.

b) En el Numeral 4.2.2.4 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES propone incrementar el número de evaluaciones diarias para cada unidad de generación, para ello precisa relajar los requisitos que deben tener los periodos evaluables. Al respecto, si el COES propone evaluar para cada etapa de Base, Media y Punta, ello no debe implicar relajar los requisitos por lo que debe explicar y sustentar dicha propuesta.


En la redacción del numeral 4.2.2.4 del Informe Técnico – Económico – Legal de la propuesta de modificación del PR-21 se consideró el término “relajar los requisitos que deben tener los periodos evaluables” en el sentido que esta acción permitirá encontrar mayor número de periodo evaluables, resolviendo un problema actual, problema que explicaremos ampliamente en los siguientes párrafos.

De manera complementaria a lo expuesto en el numeral 4.2.2.4 del Informe Técnico – Económico – Legal de la propuesta de modificación del PR-21, el COES manifiesta que la problemática que se presenta al momento de buscar periodos que cumplan los



requisitos especificados en los literales b) y c) del Anexo 3 del PR-21 vigente, con la finalidad de evaluar el cumplimiento del servicio de RPF.

En ese sentido, se debe recordar que, para la elección del periodo de evaluación, se siguen los siguientes pasos.

“Para cada día de evaluación, se elige de manera aleatoria un periodo de cinco (05) minutos continuos (…) donde se cumplan las siguientes condiciones:

a) La potencia de la unidad no varía en más de 5% de la potencia registrada al inicio del periodo evaluado.

b) La frecuencia debe mantenerse dentro en 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 60,05 Hz y otro 20% por debajo de 59,95 Hz.

c) En caso de que no se haya encontrado un periodo, se repiten los pasos a) y b) anteriores considerando esta vez, periodos de cuatro minutos (04). Si a pesar de esto, no se encuentren el periodo de evaluación, adicionalmente, se reducirá el % indicado en el numeral b) a 15%.

Sin embargo, suceden situaciones en las que, a pesar de seguir los pasos establecidos y detallados anteriormente, no se logra obtener un periodo evaluable, por lo que no se puede realizar la evaluación del cumplimiento del servicio de RPF.

En la Figura 06 se muestra una estadística que refleja el porcentaje mensual del número de evaluaciones que no pudieron ser realizadas por no encontrarse un periodo optimo tal que cumpla las condiciones establecidas en el PR-21 vigente, vs el total de evaluaciones del mes.

Figura 06. Porcentaje mensual de unidades no evaluadas por no encontrarse periodo evaluable

Como se puede observar, el porcentaje de unidades de generación que no se logra evaluar, van desde 7% hasta el alarmante valor de 48,7%, no evidenciándose tendencia alguna.

Dado que la propuesta de modificación del COES aumenta el número de evaluaciones diarias de una (01) a tres (03) y observando las estadísticas presentadas, se llega a la conclusión que con las condiciones del procedimiento vigentes para la identificación de un periodo evaluable existiría alta probabilidad de no encontrar los tres periodos evaluables al día y por consiguiente no lograr el objetivo de hacer un seguimiento más cercano al cumplimiento del servicio de RPF.



Por lo expuesto, los parámetros propuestos en el numeral 1.3 del Anexo 3 del PR-21 presentado por COES, tiene por objeto incrementar el número de periodos evaluables sin afectar la calidad de datos del periodo elegido para la evaluación.

Cabe precisar que las variaciones, respeto al PR-21 vigente, en los parámetros de selección de los intervalos de evaluación se encuentran dentro de los rangos de precisión de los medidores de potencia-frecuencia lo cual refuerza el sustento de que la calidad de datos elegidos no se verá afectada.


De acuerdo con la aclaración brindada por el COES.

c) En el Numeral 4.2.2.6 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES señala que “Según los resultados de las evaluaciones del cumplimiento del servicio se ha determinado que un 13% de las unidades de generación entregan la reserva asignada en 60 segundos…”. Al respecto, de la revisión se verifica que el COES no ha presentado y/o adjuntado la información estadística de sustento con el cual arriba a dichas conclusiones y propuestas, por ello, el COES debe presentar todo el sustento utilizado.

Al respecto, es oportuno solicitar al COES adjunte los archivos que sustentan el análisis de los Numerales 4.2.2.1 y 4.2.2.3 del Estudio de Modificación del PR-21.


El COES presentó un CD con la información solicitada.


Ver análisis de Osinergmin a la Observación General 05.

d) Se hace necesario que se analice y se indique cuáles son los efectos en la operación ante una falla y en el restablecimiento de la frecuencia, el escenario en el que un gran número de máquinas tiendan a configurar sus equipos para que respondan en un tiempo de 60 segundos. En todo caso, no sería mejor mantener un tiempo de respuesta de 30 segundos y solo en caso con el sustento técnico adecuado poder optar por un tiempo de respuesta de 60 segundos.


Considerar exigencias diferentes de tiempos de respuesta para las unidades de generación podría ser adecuado; sin embargo, ello originaría una exigencia diferenciada para un mismo servicio entre unidades generadoras lo cual, además de poder ser interpretado como discriminatorio, dificulta la administración y, en el extremo, no permitiría definir un nivel óptimo de seguridad del sistema, temas que pasamos a explicar.

La sugerencia de Osinergmin de permitir una respuesta en 60 segundos a las unidades que presenten un sustento técnico limitaría o imposibilitaría el objetivo primordial de contar con una RPF lo suficientemente rápida que logre una calidad de la respuesta de la frecuencia del SEIN ante Eventos. Cabe mencionar que la propuesta de modificación del procedimiento de modificar la exigencia de 30 a 60 segundos en tiempos de respuestas permitirá generar el incentivo necesario en aquellas unidades de generación que necesiten realizar inversiones adicionales para



poder lograr brindar el servicio de RPF de manera satisfactoria y con la estabilidad requerida.

A diferencia de este esquema, el esquema propuesto establece un tiempo de respuesta de 60 segundos como valor inicial, el cual podrá ser ajustado de acuerdo con estudios que realice el COES (ver numeral 5.5 de la propuesta del Procedimiento). Considerar un único parámetro de exigencia a todas las unidades, permite manejar un único estándar para la prestación del servicio y su posterior evaluación sobre todo dada la posibilidad de delegación. Con ello, se elimina toda forma de tratamiento discriminatorio entre unidades generadoras o exigencias especiales en base a la tecnología o características propias de cada central.

Así también, se ha verificado que el cambio de tiempo de respuesta a 60 segundos no genera un impacto significativo en el control de la frecuencia, ello se puede apreciar en las simulaciones y los análisis realizados en esta sección. Asimismo, para una evaluación adecuada se describe algunos conceptos de control de frecuencia y la influencia de la RPF.

Las fallas de generación o incrementos súbitos de carga producen variaciones significativas en la frecuencia, en este escenario, y mediante el control de frecuencia, el sistema debe ser capaz de restablecerse automáticamente. Para ello, se incrementa la generación del sistema activando la reserva y/o desconectando cargas específicas (esquema de rechazo automático).

Las siguientes fases describen la evolución de la frecuencia ante un requerimiento repentino de reserva causada por una contingencia de generación y se detalla también sus acciones de control.

Fase 1: Luego de un evento, parte del déficit de potencia es cubierto con energía electromagnética proveniente de los campos de los generadores y energía cinética cedida por las masas rotantes del sistema, turbinas, generadores, a través de una disminución de su velocidad de rotación.

Fase 2: Producto de la disminución de la velocidad de las unidades de generación, la frecuencia también experimenta una caída activándose la RPF, a su vez esta empieza a actuar por medio de los reguladores de velocidad que provocan un incremento de la potencia generada, con el fin de restablecer la frecuencia. En esta etapa participan todos los generadores del SEIN que tienen la capacidad de realizar la RPF y finaliza cuando se alcanza un nuevo estado estacionario, con un valor de frecuencia menor al valor inicial (error permanente).

Fase 3: Para recuperar el estado de operación normal es necesario que la frecuencia retorne al valor inicial (nominal) y se logra a través de la actuación de la Regulación Secundaria de Frecuencia.

Por otro lado, para la RPF, los ajustes de los reguladores de velocidad de las unidades de generación se pueden realizar de manera individual, mediante ensayos de simulación de red aislada. Este criterio se encuentra establecido en normas internaciones IEC 603085 e IEEE STD 1207-20046, los ajustes producto de estos ensayos garantizan una correcta actuación de la RPF en sistema aislado y también una adecuada respuesta en un escenario interconectado. En este sentido, se ha

5 IEC 60308. Hydraulic turbines – Testing of control systems, January 2005. 6 IEEE Std-1207. Guide for the Application of Turbine Governing Systems for Hydroelectric Generating

Units.



simulado una unidad de generación en sistema aislado, con el objetivo de evaluar los efectos del cambio de tiempo de respuesta de la RPF en el SEIN.

La reserva de RPF requerida por el SEIN asignada a las unidades de generación es un porcentaje de su potencia generada y es determinada mediante un estudio, el cual garantiza que ante contingencias que agotan el total de la RPF, la frecuencia será restablecida. Para reproducir esta exigencia se ha simulado la respuesta en sistema aislado de un generador hidráulico, al cual se le ha aplicado un escalón de carga de 3,3% (porcentaje actual para RPF); para ello, se ha usado el modelo dinámico de SEIN del “Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN–año 2019”7, esta base de datos contiene los modelos de reguladores de velocidad de las unidades de generación para cumplir la normatividad vigente. Nuestro análisis se centra en el tiempo de establecimiento, que es el tiempo que transcurre desde la ocurrencia de una perturbación hasta el momento en que el valor de potencia de generación ingresa al rango del ± 10% del valor final. En la Figura 07 se muestra el aporte de potencia para RPF de un generador hidráulico con un tiempo de establecimiento de 30 segundos (en adelante, Escenario Actual), tal como lo exige el procedimiento vigente.

Figura 07. Respuesta de un generador con tiempo de establecimiento 30 segundos

Adicionalmente, se ha modificado los ajustes del regulador de velocidad de esta unidad de generación para obtener una respuesta de aporte total de RPF en 60 segundos (se ha ajustado la ganancia proporcional e integral del regulador de velocidad), que sería el comportamiento de la frecuencia en el escenario futuro con la propuesta del procedimiento (en adelante, Escenario Futuro). En la Figura 08 se muestra el aporte de potencia de la unidad de generación con un tiempo de establecimiento de 60 segundos.

7 Disponible en: http://www.coes.org.pe/Portal/Operacion/Estudios/OperacionSEIN.



Figura 08: Respuesta de un generador con tiempo de establecimiento 30 y 60 segundos

En la Figura 09 se muestra la evolución de la frecuencia de los Escenarios Actual y Futuro, siendo respectivamente, la curva roja y azul. En ambos casos, luego de ocurrido el evento se observa la actuación de la fase 1 donde la frecuencia disminuye súbitamente, en esta fase la potencia suministrada pertenece a la reserva inercial de los generadores y dura pocos segundos. Posteriormente se observa la acción de la RPF perteneciente a la fase 2 (a partir de los 5 segundos). Finalmente, el objetivo en la fase 3 es corregir la frecuencia a su valor nominal mediante el aporte de la Regulación Secundaria de Frecuencia, siendo su tiempo para el aporte total de la RSF de 10 minutos.



Figura 09: Comportamiento de la frecuencia con tiempo de establecimiento 30 y 60 segundos

Por otro lado, para la RPF, los ajustes de los reguladores de velocidad de las unidades de generación se pueden realizar de manera individual, mediante ensayos de simulación de red aislada. Este criterio se encuentra establecido en normas internaciones IEC 603088 e IEEE STD 1207-20049, los ajustes producto de estos ensayos garantizan una correcta actuación de la RPF en sistema aislado y una adecuada respuesta en un escenario interconectado.

De la evaluación se concluye

La fase 1 de los Escenarios Actual y Futuro son idénticos, esto se debe a que la respuesta inercial en ambos escenarios son los mismos. Esta fase es independiente al tipo de ajustes para la RPF, en consecuencia, el tiempo de respuesta de 30 y 60 segundos no interfiere en esta fase.

8 IEC 60308. Hydraulic turbines – Testing of control systems, January 2005. 9 IEEE Std-1207. Guide for the Application of Turbine Governing Systems for Hydroelectric Generating Units.



Los ajustes del Escenario Futuro no interfieren en la actuación de los esquemas de rechazo automático de carga/generación, ya estos esquemas actúan durante la fase 1.

La regulación secundaria en el SEIN complementa la RPF y tiene por objetivo retornar la frecuencia a su valor nominal, esta reserva es del orden de minutos y su aporte total se realiza en el minuto 10. Esta fase tampoco se ve afectada por los ajustes de los reguladores de velocidad (Escenario Futuro), si bien es cierto que el aporte de la RSF inicia a partir de los 20 segundos, esta no es de forma repentina sino lenta y gradual.

De la figura 08 se observa que en el Escenario Futuro la reserva para RPF empieza a ser entregada mucho antes que el tiempo de establecimiento, inclusive en el segundo 30 lo realiza con una variación de ±20% del valor final aproximadamente. Esto garantiza acción en el control de frecuencia.

En el Escenario Futuro, a las unidades de generación sólo les tomaría un tiempo mayor para alcanzar un nuevo estado estacionario; sin embargo, no hay cambio significativo en el control de la frecuencia, las fases 1 y 3 actúan normalmente.

Finalmente, considerando un tiempo de establecimiento de 60 segundos, logramos incluir e incentivar a un 13% de unidades de generación para realizar la RPF de acuerdo con lo indicado en el informe de sustento de la propuesta del procedimiento.


El Estudio Anual indicado en el numeral 5.5 de la propuesta al que se refiere el COES, bajo su responsabilidad, deberá ratificar el tiempo de respuesta de 60 s. Asimismo, se sugiere que en el referido estudio anual debe incluir la evaluación de la RPF en los 10 eventos más perjudiciales para el SEIN durante el año en evaluación a fin de contrastarlo con un tiempo de respuesta igual a 30 s.

Por tanto, considerando lo indicado en el párrafo anterior, se sugiere que el numeral 9.1 sea redactado de la siguiente manera:

“9.1 El tiempo de respuesta (TR) exigido para la entrega de la reserva asignada será el que defina el COES, bajo su responsabilidad, en el Estudio anual mencionado en el numeral 5.5 del presente Procedimiento.”

Por otro lado, no se debe considerar la discriminación en caso dependiendo la tecnología permita una respuesta menor a la propuesta (cada tecnología tiene sus propias inflexibilidades y no se considera discriminatorio). En ese contexto en el primer estudio anual debe evaluar los tiempos de respuesta por tecnología.


Sobre los problemas de respuesta inadecuada de centrales durante la prestación del servicio de RPF que introducen perturbaciones en la frecuencia

a) En el Numeral 4.3.2 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES señala que se dispondrá de un plazo máximo de seis (06) meses para la entrega del informe que certifique la operación estable de las unidades de generación, al respecto, actualmente se entiende que las unidades de generación cumplen con dicha operación, en ese sentido el COES debe explicar por qué el plazo de entrega del mencionado informe no podría ser inmediatamente.




El plazo establecido en el numeral 4.3.2 se sustenta en el tiempo que puede tomar realizar el informe solicitado. Realizar dicho informe implica que el generador tenga que realizar pruebas para la validación de su modelo de regulador de velocidad, configuración de su regulador de velocidad, pruebas de su nueva configuración y pasar las pruebas solicitadas por COES. Estos procesos tomarán en promedio tres meses y a ello se debe adicionar la gestión que debe realizar el generador para contratar a los consultores apropiados que a la fecha son extranjeros y de costos significativos, sobre todo para las entidades estatales, que requieren formar parte del presupuesto anual de las centrales de generación.

De lo manifestado en reuniones con los Agentes respecto a sus consultas relacionadas a la aplicación de las disposiciones transitorias del PR-21 vigente, manifestaron que, para realizar modificaciones a los parámetros de sus reguladores de velocidad con la finalidad de poder brindar el servicio de RPF según lo especificado en el PR-21, debían contactar a los fabricantes de sus equipos o en su defecto a consultores especializados, (manifestaron que en nuestro país no existe aún personal especializado en estos trabajos); la gestión de todo el requerimiento podría tomar entre 3 a 5 meses en caso de empresas del sector privado, y de 3 a 8 meses en caso de las empresas del estado.

Por lo expuesto, y con la finalidad de realizar una propuesta de modificación del PR-21 viable y que pueda ser cumplida por los Agentes, se ha propuesto el plazo máximo de 6 meses.


De acuerdo con el sustento del COES.


Sobre la Liquidación del cargo por incumplimiento incompleto y asociado a otro procedimiento

a) En el Numeral 4.4.2.1 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES señala que “... el CUR considere una vida útil del Equipo para RPF de 10 años y 3% de costo de inversión como costos de operación y mantenimiento…”. Al respecto, el COES debe sustentar por qué utiliza una vida útil del “Equipo para RPF” de 10 años; asimismo, debe sustentar por qué considera como costos de operación y mantenimiento el 3% de los costos de inversión.

Asimismo, en el mencionado numeral el COES dice “La determinación del CUR será realizada a partir … de un equipo de regulación primaria de frecuencia basado en tecnología BESS considerando un factor de disuasión kd=1,5”. Al respecto, el COES debe sustentar la utilización del “Factor de Disuasión” en la metodología planteada, en el contexto de utilizar solo “Unidades de Generación”.

Además, sobre el tema en cuestión, el COES debe sustentar el argumento del por qué prevé la actualización del CUR cada cuatro (04) años y no por ejemplo anualmente considerando que se tienen costos de “Unidades Generación”, entre otros.




Respecto al valor porcentual de costo de operación y mantenimiento (OyM) de los equipos de almacenamiento presentados en el Informe Técnico – económico - Legal, se ha considerado tomar como referencia la literatura consistente en revistas, estudios técnicos y trabajos de investigación1011121314 respecto a los bancos de baterías, ya que en ella se ha podido encontrar las características técnicas, configuraciones y aplicaciones de estos equipos de almacenamiento.

Las referencias mencionadas poseen valores diferentes entre sí, en un rango de 0,5% hasta 10%. En ese sentido, el valor de 3% utilizado, se encuentra dentro del rango mencionado, considerándose un escenario ni muy conservador ni muy riesgoso.

Respecto al factor de disuasión, el COES menciona que éste tiene por objeto generar un incentivo al cumplimiento al incrementar el costo unitario de inversión, ya que este incremento implica una penalidad por no cumplir de manera satisfactoria el servicio de RPF. La lógica detrás de lo mencionado es que la penalidad debería ser mayor al costo de instalar un Equipo para RPF o delegar el servicio de RPF, en consecuencia, el SEIN contaría con la totalidad de las unidades de generación brindando dicho servicio de manera satisfactoria.

En el supuesto de no existencia del factor de disuasión, significaría que la penalidad es en realidad menor al costo de instalación de un Equipo para RPF, encontrándose el agente en una condición de indiferencia, lo cual podría derivar en la decisión de pagar la penalidad, con el consecuente resultado de no disponer del servicio de esta unidad de generación.

Utilizar un contexto de solo “Unidades de Generación” para brindar el servicio de RPF, es un supuesto que no hemos contemplado en la propuesta del procedimiento.

Respecto a la vida útil de los Equipos para RPF, la referencia utilizada es respecto a la vida útil de un banco de baterías. La literatura mencionada, señala que la vida útil de los bancos de baterías es de aproximadamente de 10 años, sobre todo de aquellos equipos de almacenamiento de corta duración (short-duration) utilizados para regulación primaria de frecuencia; por tanto, el CUR debe obedecer a un valor estable en un periodo mínimo de tiempo para incentivar la posibilidad de inversión por parte de las unidades de generación que deseen brindar el servicio de RPF utilizando estos Equipos para RPF; tiempos menores a cuatro (04) años podrían desincentivar o posponer inversiones por efectos de aversión al riesgo.


De acuerdo con el sustento del COES.

b) De la revisión del Numeral 4.4.2.1 del Estudio de Modificación del PR-21, se verifica que el COES no ha presentado los archivos de cálculo sustento de su propuesta, por ejemplo, el cálculo de la determinación inicial del CUR=4 497S//MW-día, ni la revista internacional U.S. Energy Information Administration, entre otros. Sobre ello, el COES debe presentar todos los

10 Application of Energy Storage Technologies in Planning, Operations, and Control of Electric Power Systems – Dr. David Elizondo 11 Abriendo las puertas al almacenamiento de energía – IEEE PES 12 Technology Overview on Electricity Storage – Overview on the potential and on the deployment perspectives of electricity storage technologies 13 Electricity Storage and Renewables – Costs and Markets to 2030 14 U.S. Battery Storage Market Trends – U.S. EIA ‐ 2018



archivos de cálculo y sustentos con los cuales presenta su propuesta a forma de sustento.


Se adjunta CD.


Ver análisis de Osinergmin a la Observación General 05.

c) En el segundo párrafo del Numeral 4.4.2.2 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES señala que “Asimismo, este incentivo estará destinado solo a unidades que superen un nivel de cumplimiento mínimo”. Al respecto, el COES debe precisar a qué se refiere con “cumplimiento mínimo”, o cuales son las características que se debe entender por este escrito.


El numeral del 4.4.2.2 se encuentra dentro de la explicación de la alternativa que propone el COES: Reestructuración del incentivo al cumplimiento, así, el numeral mencionado, detalla la metodología a seguir para la liquidación del cargo por incumplimientos de manera independiente.

Esta metodología consiste en distribuir el monto del cargo total de incumplimiento entre aquellas unidades de generación que realizaron el servicio de RPF de manera satisfactoria en al menos un valor al que hemos denominado “Factor de Cumplimiento” (FaC).

Así, de manera inicial, se ha observado que el promedio diario de incumplimiento de 180 días (desde agosto 2018 a febrero 2019), fue de 30% (ver Figura 10). Es decir, a todas aquellas unidades cuyo promedio de cumplimiento mensual del servicio de RPF sea mayor al promedio general de parque generador (30%), serán consideradas como receptoras de una parte del monto del cargo total de incumplimiento. Asimismo, el mecanismo establece recalcular la referida “valla” de manera anual (Estudio Anual detallado en el numeral 5.5 de la propuesta de modificación del PR-21).

Este mecanismo constituye un círculo virtuoso de retroalimentación, con el incentivo para las unidades de generación de posicionarse por encima del promedio de cumplimiento del parque generador.

Unidades de generación que recibirán el



Figura 10: Cumplimiento mensual de unidades de generación


De acuerdo con la explicación brindad por el COES.

d) En el último párrafo del Numeral 4.4.2.2 del Estudio de Modificación del PR-21, el COES señala que “Este valor será actualizado de manera anual con el fin de direccionar de manera apropiada el incentivo al cumplimiento de la prestación del servicio de RPF”. Al respecto, el COES debe sustentar el por qué propone actualizar anualmente el “Factor de Cumplimento” y si no hay incoherencia alguna en que cada cuatro (04) años se actualice el CUR conforme propone en el del Numeral 4.4.2.1 del Estudio de Modificación del PR-21.


El COES menciona en primera instancia que el concepto del CUR y el concepto del Factor de Cumplimiento (FaC) poseen objetivos diferentes.

Por un lado, el objetivo del CUR es definir una penalidad disuasiva del incumplimiento y a la vez incentivar inversiones en tecnologías alternativas que faciliten el cumplimiento del servicio de RPF de manera satisfactoria por parte de las unidades generadoras; por tanto, su valor requiere un nivel de estabilidad mínimo en el tiempo para tales inversiones. Por este motivo, la propuesta considera una actualización cada cuatro (04) años.

Por otro lado, tal como se explicó en la respuesta a la observación anterior, la finalidad del “Factor de Cumplimiento (FaC)” es incentivar la mejora continua en brindar el servicio de RPF por parte de las unidades generadoras. Se ha propuesto medir esta mejora continua a través de porcentajes de cumplimiento calculados en el Estudio Anual detallado en el numeral 5.5 de la propuesta de modificación del PR-21, el cual será igual al valor promedio de los incumplimientos diarios de los últimos 180 días al momento de su actualización.

Se concluye entonces que no existe incoherencia alguna entre la propuesta de estos dos factores, por poseer naturalezas y objetivos diferentes entre sí.


De acuerdo con la explicación brindada por el COES.



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 XX de XXXX 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 Ley N° 28832 – Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

2.2 Decreto Ley N° 25844 – Ley de Concesiones Eléctricas;

2.3 Decreto Supremo N° 027-2008-EM – Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES);

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

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:

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.

Encargada: Aquella central y/o unidad de generación 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, 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 según la Base Legal del numeral 2 del presente procedimiento.

5. PRODUCTOS

5.1 Reporte semanal del cumplimiento del servicio de RPF de las unidades de generación. Incluye la evaluación de consistencia de datos.

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

5.3 Informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF de las unidades de generación.

5.4 Informe anual que determine la magnitud de RRPF a ser asignada en la programación de mediano y corto plazo.

5.5 Estudio anual donde determina, cuando corresponda:

a) La magnitud máxima de 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.

b) La actualización del Costo Unitario de Reserva Rotante para RPF (CUR) según los considerandos establecidos en el Anexo 4.

c) La actualización del Factor de Cumplimiento (FaC) según los considerandos establecidos en el numeral 13.1 del presente procedimiento.

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



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

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 valorización.

6.4 El reporte semanal de 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, 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.

6.6 El estudio anual señalado en el numeral 5.5 será publicado 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 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 debe incluir las evaluaciones del cumplimiento de la RPF de las centrales y/o unidades de generación, Equipos para RPF, áreas representativas, entre otros).

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 las unidades de generación en cada área aislada.

h) Calcular anualmente la magnitud máxima de potencia de 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.

i) Determinación del CUR de acuerdo a lo detallado en el Anexo 4 del presente procedimiento.

7.2 De los Integrantes del COES

a) Brindar el servicio de RPF que corresponde a cada una de sus unidades de generación mediante las mismas o a través de una Encargada.

b) 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.

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.

d) Entregar al COES oportunamente la información técnica actualizada de sus unidades de generación, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento.

e) En caso el Integrante tenga la necesidad de modificar los parámetros del regulador de velocidad de su unidad de generación, 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 del estudio técnico al que se refiere el literal c) del presente numeral.

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

g) Para el caso de aquellas unidades de generación que formen parte de una URS15 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.

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.

8. REQUISITOS E INFORMACION TÉCNICA PARA EL SERVICIO DE RPF

8.1 Los requisitos técnicos que deberán cumplir las unidades de generación 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 por lo menos dentro de la banda de frecuencia de referencia en operación normal.

ƒmin→gen < f < ƒmax→gen

ƒmin→gen y ƒmax→gen

Donde:

ƒmax→gen : Límite superior de la frecuencia que aseguran la respuesta de las unidades de generación.

ƒmin→gen : Límite inferior de la frecuencia que aseguran la respuesta de las unidades de generación.

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

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.

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 las centrales y/o unidades de generación que los Integrantes deben remitir al COES es la siguiente.

a) Banda muerta (rango de ajuste y calibración actual).

15 El concepto de URS se encuentra dispuesto en el Procedimiento Técnico COES Nº 22 “Reserva

Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”



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) 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.

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 las unidades de generación.

8.3 Las unidades de generación 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 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.

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.

8.6 En caso un Generador Integrante decida que todas las unidades de una Central o URS de su titularidad, sean evaluadas como si fuese una sola unidad de generación, deberá comunicar al COES por escrito dicha decisión, indicando las unidades 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 cumpla con las condiciones mencionadas en el párrafo precedente.

9. SERVICIO DE REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA

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



9.2 La respuesta de las unidades de generación 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 una unidad de generación 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 tiempo de respuesta TR. 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 tiempo de respuesta TR más treinta (30) segundos, el aporte de RRPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible por 10 minutos.

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

10. SOBRE LA DELEGACIÓN DEL SERVICIO

10.1 La delegación 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 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.

10.2 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.

10.3 Aquellas unidades de generación que formen temporalmente un área aislada con solo una unidad de generación no podrán delegar el servicio durante el periodo de duración.

5 s TR = 60 s (o el valor que lo reemplace) TR + 30 s

TR + 10 min

P(MW)

Reserva Asignada

Zona de

respuesta



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 una de las unidades de generación comprendidas dentro del alcance del presente procedimiento según la fórmula (1).

P í

1 %RA100

Generación ,Disponible MW ,

1 %RA100

… 1

Donde:

Generacióni,p : Variable de decisión que indica el nivel de generación en MW de la unidad de generación i para el período de optimización p.

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, determinado en el estudio anual indicado en el numeral 5.3 expresado en %.

Pmínimai : Generación Mínima Técnica de la unidad de generación “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 una evaluación del cumplimiento del servicio de RPF de todas las unidades de generación, excepto en las siguientes situaciones:

i. Para aquellas unidades de generación que estén realizando pruebas 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.

ii. Para aquellos periodos en los que las unidades de generación 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 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.

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

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 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.

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 de la(s) unidad(es) de generación que se encuentren incurriendo en este supuesto, realizar los ajustes necesarios para subsanarla observación.

Se considera desempeño inadecuado de una unidad de generación 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 de una unidad de generación se procederá de la siguiente manera:

a) El COES emitirá una comunicación solicitando al Generador Integrante propietario de dicha unidad de generación, 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 de la unidad 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.

d) En caso el Integrante propietario de la unidad de generación 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, dicha unidad de generación 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 las unidades de generación deberán pagar el cargo por incumplimiento aplicando por la fórmula (2).

CargoINC , INC , %RA GenM , CUR … 2

Donde:

CargoINC , : Cargo por incumplimiento de la unidad de generación “g” correspondiente al mes “n”.

D : Número de días del mes “n”

INCg,j : Nivel de incumplimiento diario de la unidad de generación “g” detectado para el día “j”

GenM , : Potencia media de la unidad de generación “g” el día “j” expresado en MW. Este valor se obtiene promediando todos los registros de potencia del día “j”, incluso los valores cero.

CUR : Costo Unitario de Reserva Rotante para RPF, determinado en función a los costos de inversión y operación eficientes de un Equipo para RPF expresado en S/ / MW-día. El cálculo del CUR se encuentra especificado en el Anexo 4 del presente procedimiento.

Los cargos por incumplimiento calculados con la fórmula anterior serán distribuidos entre las unidades de generación cuyo cumplimiento del servicio de RPF en promedio mensual sea mayor al valor de FaC vigente utilizando las fórmulas (3) y (4).



Cumpli∑ 1 %RPNSd , . P ,

D… 3

Si Cumplig ≤ FaC

Entonces Cumplig = 0

Incent CargoIncTCumpli PE

∑ Cumpli PE… 4

Donde:

Cumplig : Indicador mensual del cumplimiento del servicio de RPF por parte de la unidad de generación “g”.

%RPNSdj,g : Promedio diario del porcentaje de la reserva primaria no suministrada por la unidad de generación “g” correspondiente al día “j”, determinado en el Anexo 3 del presente procedimiento.

D : Número de días del mes de evaluación.

Incent : Incentivo al cumplimiento correspondiente al titular de la unidad de generación “g”

CargoIncT : Sumatoria de los cargos por incumplimiento de todas las unidades de generación determinados durante el mes “n”.

PE , PE : Producción mensual de energía activa de la unidad de generación “g” o “U”.

U : Todas las unidades de generación con obligación de prestar el servicio de RPF que operaron en el mes “n”.

P, : Parámetro de presencia de la unidad de generación “g” el día “j”. Su valor será uno (1) en caso la unidad haya 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.

Los cargos por incumplimiento y su distribución serán incorporados como derechos de pago y cobro en el Informe LSCIO del mes en evaluación.

14. DISPOSICIONES TRANSITORIAS

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 unidad de generación 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.

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 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 el numeral 5.5 del presente procedimiento.



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 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 de 30 segundos 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 de una unidad de generación 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 transcurridos 30 segundos 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 las unidades de generación (%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 transcurridos 30 segundos 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 de la unidad de generación y la frecuencia del SEIN (registro de frecuencia de los GPS del COES).

b) Se excluyen de la evaluación los periodos donde la unidad de generación no operó y a los periodos en los que las unidades de generación se encuentren 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

INCONSISTENTE

DATO

CONSISTENTE



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.

∆f%E %RA 60

10000BM

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).

fmax → gen fn 1.2 ∆fmax … … 1fmin → gen fn 1.2 ∆fmax … … 2

Donde:

ƒmax→gen , ƒmin→gen : Límites superior e inferior de la frecuencia que aseguran la respuesta de las unidades de generación.

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

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, haciendo un total de tres periodos para un día de evaluación, en los que las unidades de generación podrán estar conectadas o desconectadas del AGC del COES de manera continua. La elección de los periodos tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Se excluye el periodo de aquella unidad de generación que se encuentre en la condición del numeral 10.3 del presente procedimiento.

b) Para aquellas unidades que no se encuentren bajo el mando del AGC del COES, la potencia generada de la unidad no deberá variar en más de 5% de la potencia registrada al inicio del periodo evaluado.

c) Para aquellas unidades o centrales de generación 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 todas las unidades 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 60,04 Hz y otro 20% por debajo de 59,96 Hz.

e) Para aquellas unidades a las 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. Estimación de los parámetros

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 de la unidad de generación o Equipo para RPF. 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 las unidades de generación de acuerdo con la fórmula (3).

%EP R 100

f… … 3

Datos de entrada

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

ƒ : Registro de frecuencia de la unidad de generación.

P : Registro de potencia de la unidad de generación o del Equipo para RPF.

PEf : Potencia Efectiva de la unidad de generación. En caso de unidades de generación hidráulica, el valor será declarado por la empresa propietaria, considerando la Potencia Efectiva de la central.

Max(PEf , Pmax) : Valor máximo entre la Potencia Efectiva de la unidad de generación y la potencia máxima registrada durante el periodo de



evaluación; en caso de Equipos para RPF la mitad de su capacidad.

Min(PMT , Pmin) : Valor mínimo entre la generación en mínimo técnico de la unidad de generación y la potencia mínima registrada durante el periodo de evaluación; en caso de Equipos para RPF la mitad de su capacidad en valor negativo.

Parámetros estimados

Pref : Potencia consigna de la unidad de generación. 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); para el caso de sistema de almacenamiento de energía con baterías este parámetro tendrá valor cero (0)

BM : Banda muerta de la Unidad de generación o Equipo para RPF evaluado.

%E : Estatismo de la unidad de generación.

1/R : Ganancia en estado estacionario.

T : Constante de tiempo.

3. Evaluación del aporte de potencia para RPF

Con los parámetros determinados en el numeral 2 precedente, se calcula el aporte de potencia a los 30 segundos (∆Po) 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.

Donde:

fmin→%RA : Escalón de la variación de frecuencia que agota su reserva asignada

TR



4. Calificación del cumplimiento

a) Se evalúa el coeficiente R2 entre los registros de potencia de la unidad de generación o de la central de generación 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).

b) Para la evaluación del cumplimiento, a cada unidad de generación o de la central de generación, 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 unidades de generación que no delegan:

∆Pt ∆Po ∆Pe ,

∆Pe , ∆PoRE

RA ∑ RE

Para el caso de una unidad de generación o central de generación Encargada:

∆Pt ∆PoRA

RA ∑ RE

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 obtenida 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 la unidad o central de generación no se encuentre conectado al AGC: RA %RA P

ii. En caso la unidad o central de generación se encuentre conectado al AGC: RA %RA Base Point

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

TR



Generador deberá informar la variable “Cd” cuyo valor estará entre 0 y 1: RE = RA x Cd

i : Unidad de generación “i”.

e : Encargada “e”.

j : Delegante “j”.

T : Total de Encargadas de la unidad de generación “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 presente durante el periodo de evaluación de la Delegante, el aporte de la Encargada a favor de la Delegante será cero (0).

d) Para la unidad de generación “g” se determina el porcentaje de reserva primaria no suministrada (%RPNS) mediante la siguiente fórmula:

%RPNS max 1ΔPt 100

RA; 0 100

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:

INC Max 0.434 Ln%RPNS

1001; 0

f) El nivel de incumplimiento diario para la unidad en evaluación 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 una unidad de generación será reportado dentro del informe mensual de evaluación del cumplimiento de las unidades de generación del servicio de RPF.

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.



ANEXO 4

CÁLCULO DEL COSTO UNITARIO DE RESERVA ROTANTE PARA LA REGULACIÓN

1. Premisas

El CUR 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).

MINV i 1 i

1 i 1FOyM … … 1

Donde:

INV : 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.

i : Tasa de actualización mensual determinada a partir de la tasa establecida en el artículo 79 de la LCE (12%).

n : Vida útil del Equipo para RPF (120 meses)

FOyM : 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 CUR se establecerá como un cargo diario afectada por un factor Kd, según la fórmula (2).

CUR KM30

… … 2

Donde:

K : Factor de disuasión. Este factor tendrá un valor de 1.5.

3. Actualización del costo

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.

nuevo procedimiento técnico del coes n° 21 “reserva

Documents