informe de sustento de la nueva norma procedimiento para

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

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Informe Nº 319-2016-GRT

Informe de sustento de la nueva Norma “Procedimiento para Supervisar la Gestión en la

Planificación de la Operación del SEIN”

Lima, mayo de 2016

Osinergmin Informe Nº 319-2016-GRT

Publicación de nueva Norma “Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN”

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Resumen Ejecutivo

Mediante Resolución N° 427-2007-OS/CD, se aprobó la Norma Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN (en adelante “Norma Supervisión COES”), cuyo objetivo es establecer el sistema de seguimiento, la periodicidad e indicadores que debe elaborar el COES a fin de ser remitido a Osinergmin, con la finalidad de supervisar el cumplimiento de la planificación de la operación del SEIN en los horizontes temporales del mediano y corto plazo, los cuales deben garantizar la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica, el menor costo operativo y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

Así también, con el objetivo de monitorear el proceso de aplicación de la Norma Supervisión COES y su performance, se ha realizado auditorías las cuales concluyen, entre otros, en la necesidad de la modificación de la formulación de los indicadores, en los cuales se basa la norma mencionada, la eliminación de algunos indicadores por considerarlos reiterativos y/o inaplicables, así como establecer rangos de variación.

En ese sentido, el presente informe tiene como finalidad sustentar la modificación integral de la Norma Supervisión COES. Para ello se utilizará el método FMEA (“Failure Mode Effects Analysis”) aplicado a los resultados de su desempeño desde que fuera implementada en el 2007. Así también, se realizará el análisis de la evolución histórica de los indicadores, y en base a estos establecer los límites de tolerancia.

Considerando lo anterior, el 16 de febrero de 2016 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano, del proyecto de resolución con la propuesta de la nueva Norma Supervisión COES.

La publicación del proyecto de la nueva Norma Supervisión COES se efectuó mediante la Resolución N° 025-2016-OS/CD, estableciéndose en la misma un plazo máximo de quince (15) días calendarios, para la presentación de los comentarios de los interesados.

Dentro del plazo señalado, se recibieron los comentarios de las empresas Termochilca S.A., Duke Energy Egenor S. por A. en C., Statkraft Perú S.A. y del COES. Como resultado del análisis de los comentarios recibidos, se han efectuado modificaciones al proyecto de la nueva Norma Supervisión COES.

Los principales cambios con respecto al proyecto de la nueva Norma Supervisión COES son los siguientes:

Se modificó el numeral 5.1 (indicador PRODUCCIÓN ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE MEDIANO PLAZO) a fin de precisar que la producción de generación total incluyendo todas las fuentes de generación, y la producción particular en energía hidráulica y térmica se



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refiere a la generación destinada al abastecimiento local exclusivamente, no incluyendo la exportación de energía.

Se modificó el numeral 5.7 (indicador DESVÍO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN PROGRAMADOS) a fin de precisar que los costos previstos y reales a los que se hace referencia corresponden con los costos internos locales, sin contemplar los asociados con transacciones de exportación e importación.

Se incorporó una disposición transitoria debido a la vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008, en la cual se establece que los costos marginales reales no se extraerán del Informe de Transferencias del COES (costos idealizados), en tanto esté en vigencia dicho decreto, debiéndose calcular los Costos Marginales con las reales restricciones imperantes.


Publicación de nueva Norma “Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN

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INDICE 1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 1

1.1 ANTECEDENTES ...................................................................................................................................... 1 1.2 PUBLICACIÓN DE LA NORMA .................................................................................................................. 2

2. PROPUESTA DE NUEVA NORMA SUPERVISIÓN COES ......................................................... 3

2.1 ARTÍCULO 3.- ALCANCES ........................................................................................................................ 3 2.2 ARTÍCULO 4.- BASE LEGAL ..................................................................................................................... 4 2.3 ARTÍCULO 5.- INDICADORES PARA EL SEGUIMIENTO ............................................................................... 4 2.4 INCORPORACIÓN DEL ARTÍCULO 7.- BANDAS DE TOLERANCIA ............................................................... 5 2.5 INCORPORACIÓN DE ARTÍCULO 8 – CAUSALES DE INVESTIGACIÓN MAYOR ......................................... 10 2.6 INCORPORACIÓN ARTÍCULO 9.- AUDITORÍAS EXTERNAS ...................................................................... 12 2.7 MODIFICAR ARTÍCULO SANCIONES ...................................................................................................... 13

3. RECOMENDACIONES .................................................................................................................... 15

4. PROPUESTA DE LA NUEVA NORMA SUPERVISIÓN COES ................................................. 16



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1. Introducción

1.1 Antecedentes

La Ley Nº 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, Eléctrica, dispone en su Artículo 12° que el Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante “COES”) tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos; así como, planificar el desarrollo de la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”) y administrar el Mercado de Corto Plazo. Así también, el literal a) del Artículo 14° de la Ley Nº 28832, establece como función del COES, elaborar la planificación de la operación del SEIN en los horizontes de largo, mediano y corto plazo, que involucra realizar para cada mes, semana y día el programa de operación de las próximos 12 meses, 7 días y 24 horas respectivamente; preservando la seguridad y calidad de servicio, con el objetivo de minimizar los costos de operación y costo de racionamiento para el conjunto de instalaciones del SEIN, con independencia de la propiedad de dichas instalaciones.

Por otro lado, es obligación de Osinergmin, en ejercicio de su Facultad Supervisora dispuesta en el Artículo 31° de su Reglamento General, supervisar el correcto desempeño de las funciones atribuidas al COES mediante Ley Nº 28832.

En ese sentido, Osinergmin, mediante Resolución N° 427-2007-OS/CD publicó la Norma Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN (en adelante “Norma Supervisión COES”), cuyo objetivo es establecer el sistema de seguimiento, la periodicidad e indicadores que debe elaborar el COES a fin de ser remitido a Osinergmin, con la finalidad de supervisar el cumplimiento de la planificación de la operación del SEIN en los horizontes temporales del mediano y corto plazo, los cuales deben garantizar la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica, el menor costo operativo y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

Entre los años 2008 y 2014 se han realizado auditorías al proceso de supervisión, aplicando la “Norma Supervisión COES”, las cuales han evaluado el proceso de supervisión, el cumplimiento de aplicación de la norma y los resultados obtenidos de la aplicación de la norma, los cuales han sido plasmados a través de recomendaciones, que comprenden principalmente la reformulación así como la



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eliminación de algunos indicadores, en los cuales está basada la Norma Supervisión COES.

En ese sentido, mediante Resolución N° 025-2016-OS/CD, se publicó el proyecto de la nueva Norma Supervisión COES,

1.2 Publicación de la Norma

De conformidad con lo dispuesto por el Artículo 25° del Reglamento General del Osinergmin1, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte el regulador, en cumplimiento de sus funciones, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el diario oficial El Peruano, con el fin de recibir las sugerencias o comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo.

En ese sentido, se publicó el proyecto de la Norma Supervisión COES, mediante la Resolución N° 025-2016-OS/CD, otorgándose un plazo de 15 días calendario para que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias respecto al proyecto publicado.

Dentro del plazo antes señalado se recibieron comentarios y sugerencias de Termochilca S.A., Duke Energy Egenor S. por A. en C., Statkraft Perú S.A. y del COES.

El presente informe presenta el sustento de la nueva Norma Supervisión COES, cuyo proyecto ha sido modificado en algunos aspectos como resultado del análisis a los comentarios recibidos. En ese sentido, se propone la expedición de la versión final de la Norma Supervisión COES para su aprobación

1 Artículo 25º. – Transparencia en el Ejercicio de la Función Normativa-

Constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte OSINERG, dentro de su ámbito de competencia, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir los comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar al inicio de un procedimiento administrativo. La mencionada publicación deberá contener lo siguiente:

a. El texto del reglamento o norma que se propone expedir.

b. Una exposición de motivos.

c. El plazo dentro del cual se recibirán los comentarios y sugerencias por escrito al mismo y, de considerarlo necesario, la fecha en la que realizará la audiencia pública en la que se recibirán los comentarios verbales de los participantes. El plazo para la recepción de comentarios y la respectiva audiencia, cuando corresponda, no podrá ser menos de quince (15) días calendario, contados desde la fecha de publicación de la convocatoria.

Se exceptúa de la presente norma los reglamentos considerados de urgencia, los que deberán, en cada caso, expresar las razones en que se funda la excepción. Asimismo, se excluye de esta obligación las decisiones relacionadas con la fijación de tarifas de energía sujetas a procedimientos especiales, de acuerdo a la normatividad vigente.



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2. Propuesta de nueva Norma Supervisión COES

El presente capítulo tiene por objeto sintetizar la propuesta de la nueva Norma Supervisión explicitando los motivos de cada cambio sugerido respecto a la norma vigente.

2.1 Artículo 3.- Alcances

Se considera conveniente precisar que el alcance de la norma está orientado a implementar un monitoreo de tipo prospectivo dirigido a detectar posibles fallos o vacíos que actual o potencialmente estén configurando anomalías en el despacho económico del sistema, con la finalidad de desarrollar medidas correctivas hacia el futuro. Su enfoque es preventivo y dirigido al cumplimiento de objetivos regulatorios. Por lo tanto, el artículo 3 quedará redactado de la siguiente manera:

“Artículo 3.- ALCANCES

Este procedimiento será aplicado a los programas de operación de mediano plazo, semanal diaria e informes post operativos, así como a los programas de mantenimiento que elabora y aprueba el COES.

El Procedimiento está orientado a implementar un monitoreo de tipo prospectivo dirigido a detectar posibles fallos o vacíos que actual o potencialmente estén configurando anomalías en el despacho económico del sistema, con la finalidad de desarrollar medidas correctivas hacia el futuro. Su enfoque es preventivo y dirigido al cumplimiento de objetivos regulatorios.

La GRT tendrá a su cargo la aplicación de este procedimiento. Los informes resultantes de su implementación – incluyendo los reportes mensuales de monitoreo, las auditorías periódicas y las investigaciones especiales o mayores, serán remitidos a la DSE para los fines de la verificación de posibles infracciones asociadas a las anomalías o desviaciones identificadas por aplicación de este procedimiento”



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2.2 Artículo 4.- Base legal

Se ha considerado necesario incluir las normas de mayor relevancia que dan sustento a las funciones de regulación asignadas a Osinergmin, ya que el organismo cuenta con base legal suficiente para establecer un sistema de supervisión completo de las funciones asignadas a COES en la coordinación de la operación del SEIN, incluyendo naturalmente su programación o planificación de la operación. Asimismo, se actualizó la relación de los Procedimientos Técnicos del COES a los que se vincula la aplicación de la norma, debido a la modificación, restructuración o derogación de los Procedimientos. Por tal motivo, el artículo 4 quedará redactado de la siguiente manera:

“Artículo 4.- BASE LEGAL

- Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844 y sus modificatorias.

- Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley Nº 28832.

- Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley Nº 27332.

- Ley Complementaria del Fortalecimiento Institucional de OSINERG, Ley Nº 27699.

- Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo 054-2001-PCM.

- Reglamento del COES, Decreto Supremo Nº 027-2008-EM.

- Procedimientos Técnicos del COES N° 01, N° 03, N° 05, N° 07, N° 12 y N° 37 PR-Nº 01, 02, 03, 05, 07, 08, 10 y 12, aprobados por Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME.

- Procedimiento Técnico del COES PR-Nº 32, aprobado por Resolución Ministerial Nº 516-2005-MEM/DM.

- En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.”

2.3 Artículo 5.- Indicadores para el seguimiento

2.3.1 Corrección de Fórmulas de Indicadores

Se ha corregido la formulación de todos los indicadores donde se calcula un desvío entre magnitudes pronosticadas vs reales, con el objetivo de que los desvíos sean referidos a parámetros reales y no a pronósticos, para de esta manera reflejar apartamientos contra magnitudes reales.

2.3.2 Derogación de Indicadores

a) Indicador 5.4 - DESVIACIÓN DE LA DESCARGA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL

La eliminación se justifica debido a que es un indicador redundante, ya que se mide también en otro indicador el aporte de agua (caudal natural) – indicador 5.5 y la trayectoria final del embalse (hm3) – Indicador 5.3, con lo cual por la ecuación de continuidad o de masa resulta un indicador superfluo. Por otra parte, en esta descarga se consideran todos los



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posibles usos del agua adicionales a los energéticos como son para riego, por restricciones ambientales, etc., magnitudes que deberían ser consideradas en los modelos de pronóstico como posibles restricciones en función de la información aportada por los agentes hidráulicos.

b) Indicador 5.8 - DESVÍO DE LA GENERACIÓN PREVISTA EN LOS PROGRAMAS DE OPERACIÓN DE MEDIANO Y CORTO PLAZO

La eliminación de este indicador se justifica en la dificultad que resulta calcularlo, dada la imposibilidad de identificar la causa de cada apartamiento.

2.3.3 Nuevos Sub-Indicadores

Se propone agregar dos nuevos sub-indicadores o acepciones adicionales al indicador existente 5.11 DESVÍO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA.

Las dos nuevas acepciones para este indicador son las aplicadas a Grandes Usuarios mayores de 10 MW de consumo:

Demanda Grandes Usuarios / Desvío diario según programa semanal

Demanda Grandes Usuarios / Desvío diario según programa diario

El objetivo de estos dos nuevos sub-indicadores es medir la eficacia del pronóstico de la demanda de cada Gran Cliente individual, de la Programación Diaria o Semanal con respecto a la Demanda Real informada en el Informe Post Operativo.

La propuesta de estos indicadores radica en que los Grandes Usuarios suelen tener desvíos importantes en sus pronósticos, situación que afecta la disponibilidad de plantas en las programaciones de despacho que realiza el COES, teniendo consecuencias como posibles subo-optimizaciones de los recursos disponibles.

2.4 Incorporación del Artículo 7.- Bandas de Tolerancia

Como consecuencia de la publicación de la Norma Supervisión COES, gran parte de los indicadores que contiene la mencionada norma ya se calculan desde el año 2008. Sin embargo, no se explotaba su potencial al carecer de un parámetro que indique si los pronósticos eran adecuados, ni tampoco se hacían investigaciones para identificar determinadas conductas de agentes. Es por eso que resulta necesario adoptar un esquema de límites admisibles para todos los indicadores donde se calcula un desvío de pronóstico, con la finalidad de identificar así apartamientos y anomalías en caso de no cumplir con los límites ahora fijados.

Cabe mencionar que, la ventaja de la fijación de bandas de tolerancia a los indicadores relevantes, permite identificar violaciones o incumplimiento mensual a dichos límites establecidos, situación que alerta sobre una posible anomalía en los pronósticos de COES o algún otro agente que lo realice en el que recaiga esa responsabilidad. Además, en caso de apartamientos reiterados para los indicadores relevantes que más afectan la programación del COES, es posible activar investigaciones de mayor alcance para identificar posibles conductas anómalas de algunos agentes, según lo tratado en Artículo 8 de la nueva versión de la Norma Supervisión COES. Esto podría



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implicar la necesidad de elaborar medidas correctivas hacia el futuro, o bien una posible aplicación de sanciones cuando las anomalías sean originadas en infracciones tipificadas en la regulación vigente.

Metodología para el análisis de los límites admisibles de cada indicador

Para cada indicador, se definen parámetros que forman parte del cálculo de la evolución histórica de cada indicador:

Error de pronóstico: Diferencia entre el valor real y su pronóstico correspondiente a un período (mes para los indicadores mensuales y día para los indicadores diarios).

Caso positivo y Caso negativo (indicadores binarios): Se define un caso positivo para un determinado error de referencia al período en el que el error de pronóstico haya sido menor a dicho error de referencia. Se define un caso negativo para un determinado error de referencia al mes en el que el error de pronóstico haya sido mayor a dicho error de referencia.

Probabilidad: Se define este término para cada período (mes para los indicadores mensuales y día para los indicadores diarios) al promedio de casos positivos obtenido en los 24 o 30 períodos (24 para los indicadores mensuales y 30 para los indicadores diarios) anteriores.

Para cada indicador se calculó la probabilidad para el último período con los datos disponibles (que tiene en cuenta los últimos 24 meses/30 días) y el promedio de las probabilidades para los últimos 12 meses para los indicadores mensuales y 365 días para los indicadores diarios, cuyos resultados están consignado en el Anexo A del presente informe.

Por lo tanto, para la mayoría de los indicadores exceptuando los casos particulares, se analiza si hubo una mejoría en la probabilidad para los últimos 12/365 períodos que se considera viable mantener en el tiempo, proponiendo como límite admisible el último valor obtenido, o si es más representativo tomar como límite el promedio de las probabilidades de los últimos 12/365 períodos, ver Anexo B.

Considerando lo mencionado el artículo 7 quedará redactado de la siguiente manera:

“Artículo 7.- BANDAS DE TOLERANCIA

7.1. OBJETIVO

El objetivo de estos límites o bandas de tolerancia para cada indicador identificado en el Artículo 5 es fijar estándares que permitan alertar sobre posibles comportamientos anómalos en las variables monitoreadas en relación con los conceptos supervisados aplicables tanto al COES como a sus Integrantes.

7.2. CÁLCULO

Para cada indicador identificado en el Artículo 5 se definen parámetros que forman parte del cálculo de la evolución histórica de cada uno de ellos.

- Error de pronóstico (o desvío %): Diferencia entre el valor real y su pronóstico referido al valor real correspondiente a un período (mes para los indicadores mensuales y día para los indicadores diarios).



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- Error de referencia (o desvío %): es un valor fijo definido igual que el error de pronóstico, que se acepta como error tolerable para dicho indicador del Artículo 5.

- Caso positivo y Caso negativo (indicadores binarios): Se define un caso positivo para un determinado error, al período en el que el error en el pronóstico haya sido menor o igual a dicho error de referencia. Se define un caso negativo para un determinado error de referencia, al período en el que el error de pronóstico haya sido mayor a dicho error de referencia.

- Probabilidad: Se define este término para cada monitoreo mensual de control, y a partir de la información calculada con los errores o desvíos de los indicadores de la sección 5, al cociente de la suma de los casos positivos obtenido contabilizando los períodos anteriores de 24 meses para los indicadores mensuales o la cantidad de días correspondientes al mes de monitoreo, para indicadores diarios, sobre los 24 meses o la cantidad de días del mes respectivamente.

Donde:

- Cantidad de sub-períodos: 24 para los indicadores mensuales o la cantidad de días del mes de monitoreo para los indicadores diarios.

Luego, el cumplimiento de los pronósticos que involucran a los indicadores identificados en el Artículo 5, implica que la probabilidad definida que se obtiene para cada indicador, sea mayor o igual a la fijada en la siguiente tabla para el error de referencia adoptado como admisible.

Indicador Acepción

Criterio Banda desvío aceptable Propuesto

Error Ref.

Probabilidad

5.1 PRODUCCIÓN

ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE MEDIANO PLAZO

Producción Hidro 7% 85%

Producción térmica

7% 82%

Importación 30% 50%

Producción Gas 7% 82%

Producción carbón 15% 50%

Producción residual

30% 50%

Producción diesel 30% 50%

Demanda 4% 94%



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Indicador Acepción


Error Ref.

Probabilidad

5.2 COSTO MARGINAL MENSUAL

PREVISTO EN EL MEDIANO PLAZO VS. COSTO MARGINAL PROMEDIO

EJECUTADO PARA EL MISMO

PERIODO

Punta 20% 50%

Media 10% 54%

Base 25% 50%

5.3 DESVIACIÓN DE LA

TRAYECTORIA PREVISTA DE LOS

EMBALSES DEREGULACION ESTACIONAL2

Pacífico 20% 51%

Amazonas 20% 56%

Titicaca 20% 56%

5.4 DESVIACIÓN

DE LA DESCARGA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL

Válido para todos los embalses estacionales individuales

INDICADOR ELIMINADO

5.5 DESVIACIÓN DE LOS CAUDALES PRONOSTICADOS

EN LA

PROGRAMACIÓN DE MEDIANO

PLAZO3

Pacífico 25% 43%

Amazonas 25% 52%

Titicaca 25% 52%

5.6 EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES

Válido para todos los embalses estacionales

individuales

Indicador informativo

5.7 INDISPONIBILIDAD MEDIA DE ENERGÍA Y

Previsto Anual, Mensual, Semanal, Diario y ejecutado / Fuente

Indicador informativo / Complementado con F1<20% y F2<35%4

2 Este indicador es válido para todos los embalses estacionales individuales. Sin embargo, el error y

respectiva probabilidad admisible es dependiente de la cuenca en la que esté ubicado embalse (Pacífico / Amazonas / Titicaca).

3 Este indicador es válido para todos los caudales afluentes individuales. Sin embargo, el error y respectiva

probabilidad admisible es dependiente de la cuenca en la que esté ubicado el afluente (Pacífico / Amazonas / Titicaca).

4 Se menciona que la definición de los indicadores F1 y F2, se encuentran en la norma aprobada el 13 de

diciembre de 2011 por Osinergmin, con Resolución de Consejo Directivo N°221-2011-OC-CD.



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Indicador Acepción


Error Ref.

Probabilidad

POTENCIA ASOCIADOS A MANTENIMIENTOS

Energía

5.8 DESVÍO DE LA

GENERACIÓN PREVISTA EN LOS PROGRAMAS DE OPERACIÓN DE

MEDIANO Y CORTO PLAZO

Desvío (MWh) diario, semanal y anual vs real por

origen

INDICADOR ELIMINADO

5.9 DESVÍO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN PROGRAMADOS

Desvío diario según programa semanal

20% 70%

Desvío diario según programa diario

15% 61%

Desvío mensual según programa

anual

30% 63%

5.10 DESVÍO ENTRE COSTOS

MARGINALES

HORARIOS SANCIONADOS Y PREVISTOS


20% 70%

Desvío diario según programa diario

15% 61%

5.11 DESVÍO

MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA

Demanda Global / Desvío diario según programa semanal

4% 95%

Demanda Global / Desvío diario según programa diario

4% 96%

Demanda G. Cliente / Desvío diario según

programa semanal

6% 75%

Demanda G. Cliente / Desvío diario según

programa diario

6% 76%

5.12 ENERGÍA DISPONIBLE NO DESPACHADA CON COSTO VARIABLE MENOR AL COSTO

MARGINAL

Energía disponible no despachada según motivo

Indicador informativo Potencia disponible no despachada según motivo

5.13 MAGNITUD

DE LA GENERACIÓN FORZADA Y COSTO INCURRIDO POR RAZONES LOCALES

Energía Forzada mensual por área

según motivo

Indicador informativo Costo Energía Forzada mensual por área según motivo



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2.5 Incorporación de Artículo 8 – Causales de Investigación Mayor

Actualmente, se procede con una investigación mayor ante situaciones vistas como anómalas a partir de los resultados del monitoreo, pero sin disponer de un procedimiento establecido.

Sin embargo, con la aplicación de la técnica FMEA, tres indicadores resultaron ser críticos para la óptima operación económica del sistema, ver Anexo C. Por ende, se propone la posible investigación de mayor alcance en los casos que se registren apartamientos significativos en las bandas de tolerancia propuestas en el numeral anterior para dichos indicadores, con la finalidad de detectar posibles fallos o vacíos que actual o potencialmente estén configurando anomalías en el despacho económico del sistema, y desarrollar medidas correctivas hacia el futuro, o bien dar inicio a un proceso sancionatorio.

Dichos indicadores son los siguientes:

Indicador 5.5 - DESVIACIÓN DE LOS CAUDALES PRONOSTICADOS EN LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO

Indicador 5.7 - INDISPONIBILIDAD MEDIA DE ENERGÍA Y POTENCIA ASOCIADOS A MANTENIMIENTOS

Indicador 5.11 - DESVÍO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA

Así también, en la propuesta, se especifican los criterios que se deben cumplir para decidir una posible investigación mayor para cada uno de los tres indicadores relevantes. Básicamente, las condiciones para una mayor investigación se justifican en los casos siguientes:

Se aparta del criterio establecido sobre las bandas de tolerancia fijadas, para el pronóstico de demanda de Grandes Usuarios, cuya demanda máxima total agregada es superior a la mayor unidad de generación que participa en la asignación de unidades.

Se aparta del criterio establecido sobre las bandas de tolerancia fijadas, para el pronóstico de caudales de ríos que aportan a proyectos hidroeléctricos cuya capacidad total está por encima de un determinado porcentaje de la capacidad instalada a nivel nacional;

Se detectan apartamientos reiterados para los índices de mantenimiento evaluados mensualmente por COES, es decir F1 supera el 20%, o F2 supera el 35%, y existen agentes que incumplen sus planes de mantenimientos previstos.

Considerando lo mencionado el artículo 8 quedará redactado de la siguiente manera:

“Artículo 8.- CAUSALES DE INVESTIGACIÓN MAYOR

Ante el caso de desviaciones de las bandas de tolerancia de los siguientes indicadores del Artículo 5, Osinergmin dará inicio a investigaciones mayores a fin de determinar las posibles causas de los comportamientos detectados y elaborar las medidas correctivas que fueren necesarias.

- Predicción de la demanda de Grandes Usuarios a nivel diario (indicador 5.11 Desvío medio de la previsión de la demanda diaria);



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- Predicción de la demanda de Grandes Usuarios a nivel semanal (indicador 5.11 Desvío medio de la previsión de la demanda diaria) Predicción mensual de caudales (5.5 Desviación de los caudales pronosticados en la programación de mediano plazo;

- Indicadores de mantenimiento e índices F1 y F2 utilizados en Informes mensuales de Programas de Mantenimiento (5.7 Indisponibilidad media de energía y potencia asociados a mantenimientos);

8.1. CRITERIOS PARA DECIDIR POSIBLE INVESTIGACIÓN MAYOR

La GRT podrá iniciar una investigación cuando advierta que podría estar configurándose una o más de las siguientes condiciones:

8.1.1. PROYECCIONES DE DEMANDA

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para el pronóstico de demanda de Grandes Usuarios cuya demanda máxima total agregada es superior a la capacidad (MW) de la mayor unidad de generación que participa en la asignación de unidades;

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para el pronóstico de demanda de Grandes Usuarios cuya suma de la demanda máxima total es superior a la capacidad (MW) de la menor unidad de generación que participa en la asignación de unidades y, adicionalmente, se detectan sobreestimaciones en la proyección de la demanda de Grandes Usuarios;

- Un mismo agente aparece en principio como causante de tres apartamientos consecutivos a la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7, o en tres de las últimas cinco valoraciones del indicador;

- Para un mismo agente se detectan tres posibles sobreestimaciones sucesivas en su proyección de demanda o en tres de las últimas cinco mediciones.

8.1.2 PROYECCIONES DE CAUDALES MENSUALES

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para pronóstico de caudales de ríos que aportan a proyectos hidroeléctricos cuya capacidad total está por encima del 15% de la capacidad instalada a nivel nacional;

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para pronóstico de caudales de ríos que aportan a proyectos hidroeléctricos cuya capacidad total está por encima del 10% de la capacidad instalada a nivel nacional y, adicionalmente se detectan subestimaciones en la proyección del caudal en la estación seca y/o sobreestimaciones en la estación húmeda de dichos ríos;


- Para un mismo agente se detectan subestimaciones o sobrestimaciones consecutivas de los caudales correspondientes a las últimas tres mediciones hechas o en tres de las últimas cinco;

- El RMS (Raíz Media Cuadrática) de la proyección de los últimos 24 errores de pronóstico de caudales mensuales (diferencia entre caudal real y pronosticado) supera la desviación estándar del correspondiente incremento de caudales mensuales consecutivos, para ríos que aportan a



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centrales hidroeléctricas cuya capacidad total está por encima del 10% de la capacidad instalada a nivel nacional

El RMS se calcula mediante la fórmula (17)

Siendo Xi = diferencia entre caudal real y pronosticado (m3/seg)

8.1.3 PROGRAMACIÓN DEL MANTENIMIENTO

- Para los últimos 3 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F1 supere el 20%, se encuentra que un agente dado incumple sus mantenimientos en los mismos 3 meses;

- Para los últimos 5 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F1 supera el 20%, se encuentra que un agente dado incumple sus mantenimientos en 3 de esos 5 meses;

- Para los últimos 3 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F2 supera el 35%, se encuentra que un agente dado realiza mantenimientos no programados y no justificables como de emergencia en los mismos 3 meses;

- Para los últimos 5 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F2 supera el 35%, se encuentra que un agente dado realiza mantenimientos no programados y no justificables como de emergencia en 3 de esos 5 meses.”

2.6 Incorporación Artículo 9.- Auditorías Externas

Si bien, actualmente se realiza auditorías externas periódicamente, resulta necesario incorporar estas actividades como una obligación, con la finalidad que se realice un seguimiento sistemático de las recomendaciones surgidas de estas. Es decir, el sistema de monitoreo se complementa con auditorías externas periódicas que tienen como propósito identificar las mejoras que se puedan dar en la planificación de la operación del COES, como resultado de los hallazgos y recomendaciones. En ese sentido se ha incorporado el nuevo artículo, referido a auditorías:

“Artículo 9.- AUDITORÍAS EXTERNAS

9.1. PERIODICIDAD Y ALCANCE

Osinergmin contratará por períodos bienales una auditoría técnica a una firma especializada dirigida a evaluar los procesos de planificación de la operación, procurando que la función de coordinación que realice el COES se oriente por los criterios de mínimo costo, la preservación de la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 de la Ley 28832.

Esta evaluación comprenderá los resultados del sistema de indicadores y sus informes periódicos, así como los hallazgos y recomendaciones surgidos de las investigaciones mayores o especiales realizadas por Osinergmin en el período.



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9.2. PROCESO ABIERTO Y TRANSPARENTE

Osinergmin dará vista del informe de auditoría al COES para observaciones y comentarios y buscará que COES tenga la oportunidad de ser oído y de aportar su punto de vista previo a la adopción de recomendaciones, sin que dichas opiniones tengan carácter vinculante.

9.3. ELABORACION Y SEGUIMIENTO DEL PLAN DE ACCION

Sobre la base de los resultados y recomendaciones surgidas del informe de auditoría y teniendo en cuenta las observaciones y comentarios formulados, Osinergmin establecerá directivas generales, objetivos y metas que servirán de lineamientos de un plan de acción bienal cuya elaboración encomendará al COES.

COES elaborará un plan de acción bienal que elevará a GRT para aprobación. Este plan deberá contener criterios específicos que permitan evaluar objetivamente su cumplimiento.

El Plan de Acción estará sometido a un monitoreo periódico por parte de Osinergmin y su cumplimiento será luego objeto de evaluación en el informe de auditoría correspondiente al período siguiente.”

2.7 Modificar Artículo Sanciones

Las posibles sanciones destinadas a corregir problemas de mala calidad de información que afecte al despacho económico del sistema, deberían aplicarse a los sujetos o entidades causantes de la información errónea, falsa o extemporánea. Como principio de buena práctica regulatoria, los riesgos y responsabilidades deben ser asignados a quienes estén en mejor posición de mitigarlos y manejarlos. Tanto el sistema de indicadores como la información disponible de la operación permitirían identificar a los responsables originantes de la información anómala, los que estarían en mejor posición de responder por su conducta y de corregir su comportamiento hacia el futuro.

En ese sentido, la solución propuesta consiste en ampliar el artículo referido a las sanciones vigente (renumerado Artículo 10), introduciendo tipos de infracción específicos para la entrega de información extemporánea, errónea o falsa por parte de los agentes del mercado al COES, que amplían la tipificación establecida en la Norma de Tipificación, Escala de Multas y Sanciones. En particular, se propone distinguir los supuestos de información inexacta o errónea de los casos de información falsa o engañosa. Y, especialmente, se vinculan estos supuestos, dándole mayor especificidad, con los criterios y bandas de tolerancia establecidos en el nuevo artículo 7. Para determinar la escala de las multas y sanciones aplicables, se remite a la Norma de Tipificación, del mismo modo a que lo hace hoy el Procedimiento vigente.

En ese sentido, el artículo quedará redactado de la siguiente manera:

“Artículo 10.- SANCIONES

Para la aplicación de sanciones, GRT informará a la DSE los posibles supuestos de infracción establecidos en este artículo que identifique como resultado de las funciones de supervisión establecidas en este Procedimiento.

10.1. INFRACCIONES DE COES



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Se sancionará al COES, de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin, en los casos siguientes:

- Cuando no remita la información requerida dentro del plazo y forma establecida en este procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.

- Cuando no consigne en la página WEB la información requerida dentro del plazo establecido en este procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.

- Cuando no informe los cambios en los modelos matemáticos y/o herramientas informáticas utilizadas.

- Cuando se incumplan las obligaciones a cargo del COES derivadas del presente procedimiento y de sus medidas correctivas

10.2. INFRACCIONES DE AGENTES

De conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin, se sancionará a los concesionarios de generación y transmisión y titulares de Autorización que incumplan sus obligaciones como integrantes del COES referida a la entrega de la información a que están obligados:

- Fuera de los plazos establecidos

- Inexacta o errónea, específicamente si resulta inconsistente con los criterios y bandas de tolerancia establecidos en el artículo 7.

- Falsa o engañosa, específicamente si resulta inconsistente con los criterios y bandas de tolerancia establecidos en el artículo 7.”



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3. Recomendaciones

Con base en el análisis realizado en las secciones anteriores, se concluye que es necesario aprobar la nueva Norma Supervisión COES, y derogar la vigente que fue aprobada mediante Resolución N° 424-2007-OS/CD, de acuerdo a lo sugerido en el capítulo anterior.

En ese sentido, al tratarse de una nueva norma, en concordancia con lo señalado en el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, se recomienda la publicación en el diario oficial El Peruano y en el portal de internet de Osinergmin.



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4. Propuesta de la nueva Norma Supervisión COES

El presente capítulo muestra la propuesta de la nueva Norma Supervisión COES (Anexo D), en base a los aspectos desarrollados en el presente informe y el análisis de los comentarios y/o sugerencias de los agentes a la publicación del proyecto de la nueva Norma Supervisión COES (Anexo E).

[jmendoza]

/pch



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Anexo A – Evolución histórica de los Indicadores

1. Indicador 5.1 Producción Energética Real vs Producción Energética Determinada en la planificación de Mediano Plazo

Este indicador se divide en 6 sub-indicadores según el tipo de generación energética pronosticada.

• Producción Energética Hidráulica

• Producción Energética Térmica

• Producción Energética a Gas

• Producción Energética a Carbón

• Producción Energética Residual

• Producción Energética a Diésel

Cada sub-indicador se analiza por separado y tendrá tolerancias admisibles distintas en base a su comportamiento histórico.

a. Producción Energética Hidráulica

b. Producción Energética Térmica



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c. Producción Energética a Gas

d. Producción Energética a Carbón

e. Producción Energética Residual



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f. Producción Energética a Diésel

2. Indicador 5.2 – COSTO MARGINAL MENSUAL

Este indicador se divide en 3 sub-indicadores según el horario del día pronosticado.

• Producción Energética Hidráulica

• Horas de Media

• Horas de Base


a. Horas de Punta

b. Horas de Media



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c. Horas de Base

3. Indicador 5.3 - Desviación de la Trayectoria Prevista de los Embalses de Regulación Estacional

Este indicador es válido para todos los embalses de regulación.

Con el objetivo de simplificar la aplicación de este método para las distintas empresas con sus ríos asociados donde se encuentra el aprovechamiento, se propone no tener un límite distinto en los errores de los pronósticos para cada agente en particular, sino adoptar conjuntos de empresas de acuerdo a sus características y las de los ríos. Al respecto, se clasifican a los conjuntos de empresas con características comunes (por ejemplo con similar variabilidad de caudales en los ríos) para fijar a cada grupo su tolerancia admisible. A modo de ejemplo, se muestra la evolución de los pronósticos del volumen del Embalse Junín.

4. Indicador 5.4 - Desviación de la descarga prevista de los embalses de regulación estacional

Se muestra este indicador, aunque se considera que debe ser descartado por ser redundante con la combinación entre los indicadores de volumen de embalses y caudales afluentes.

A modo de ejemplo se muestra la evolución de los pronósticos de la descarga del Embalse Junín.



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5. Indicador 5.5 - Desviación de los caudales pronosticados en la Programación de Mediano Plazo

Este indicador es válido para todos los caudales afluentes individuales.

Con el objetivo de simplificar la regulación para las distintas empresas, se propone no tener un límite distinto en los errores de los pronósticos para cada agente en particular sino tomar conjuntos de empresas de acuerdo a sus características, aplicando simular criterio que lo descrito en indicador anterior.

A modo de ejemplo, se muestra la evolución de algunos de los pronósticos de los caudales a mediano plazo.

a. QN-ta1 - CUENCA RIMAC/STA EULALIA

b. QN-ta2 - CUENCA RIMAC/STA EULALIA



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c. QN-sh1 - CUENCA RIMAC/STA EULALIA

d. QN-sh2 - CUENCA RIMAC/STA EULALIA

e. QN-801 - CUENCA MANTARO



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f. QN-802 - CUENCA MANTARO

g. QN-803 - CUENCA MANTARO

h. QN-804 - CUENCA MANTARO



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i. QN-805,9 - CUENCA MANTARO

j. QN-806, 7, 10 - CUENCA MANTARO

k. QN-811, 12, 14, 15 - CUENCA MANTARO



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6. Indicador 5.9 – Costo De Operación

a. Desvío Diario Según Programa Diario

b. Desvío diario según programa semanal

c. Desvío Mensual Según Programa Anual

Este indicador indica el error entre el costo de operación pronosticado mensual y real.



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7. Indicador 5.10 - Desvío entre costos marginales horarios sancionados y previstos

a. Desvío diario Según Programa Semanal

b. Desvío diario Según Programa Diario

8. Indicador 5.11 – Desvío medio de la previsión de la demanda diaria

a. Demanda Global: Desvío Diario Según Programa Semanal



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b. Demanda Global: Desvío Diario Según Programa Diario



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Anexo B – Determinación de la Banda de Tolerancia

Se fijó bandas de tolerancia a todos los indicadores monitoreados donde se calcula un error ya sea mensual o diario. De todos estos indicadores con bandas, se identificaron sólo 3 como relevantes, que corresponden a las variables independientes fundamentales que afectan las programaciones del COES, siendo las restantes variables monitoreadas dependientes de las demás. Es decir, estas tres variables fundamentales independientes son las que inciden mayormente en los resultados de las programaciones y por eso surge la necesidad de aplicar posibles penalizaciones en estos indicadores en caso de estar fuera de banda. Nos referimos a los indicadores que monitorean los caudales de los agentes Hidráulicos, los pronósticos de la demanda de corto plazo provista por los grandes clientes (mayores a 10 MW), y los indicadores asociados con los mantenimientos de los agentes (indicadores F1 y F2 aplicados en los informes mensuales de mantenimiento que emite el COES).

Por lo señalado, se entiende que el control de estos tres indicadores relevantes penalizables, harán mejorar indirectamente, además de ellos, a todos los demás, por ser variables dependientes de los anteriores (como son los costos marginales, costos operativos del sistema, etc.). Por consiguiente, la mejora esperable en los pronósticos de caudales, demanda de corto plazo y programas de mantenimiento, arrastrará también a la mejora de los restantes indicadores en conjunto. Cabe remarcar que no se han definido penalizaciones asociadas a los otros indicadores (dependientes), pero si bandas de control en cada caso, dado que estos indicadores dependientes están fuera del control de COES y otros agentes dado que sus resultados son función de los indicadores relevantes penalizados.

La metodología empleada hará que todos los indicadores vayan teniendo menores errores en el tiempo, entrando dentro de la banda de tolerancia fijada en caso de incumplirla, con lo que se espera una clara mejora en las programaciones en los próximos años.

La aplicación de las bandas en cada indicador relevante y resto de indicadores, tiene el siguiente objeto, y mejora esperable en cada caso.

Caso Indicadores relevantes (sujetos a posibles penalidades):

Indicadores de Caudales (indicador 5.5): Las bandas elegidas corresponden con percentiles del 55%, es decir que hay un 45% de agentes Hidráulicos que estarían incumpliendo la tolerancia y deberían mejorar sus pronósticos en el corto plazo para evitar ser penalizados. Los restantes 55% de agentes deberán al menos mantener sus niveles de pronósticos actuales para no ser penalizados.

Indicador de demanda de corto plazo (5.11) aplicado a los Grandes Clientes: La tolerancia fijada es menor que la del conjunto de la demanda global del país, dado la mayor volatilidad individual de un Gran Cliente respecto del conjunto. Como hasta ahora no se ha monitoreado a la demanda de grandes clientes, esta nueva aplicación tendrá un efecto de mejora en los pronósticos de demanda en los agentes grandes que actualmente están fuera de la banda fijada. Por el contrario, otros Grandes Clientes que ya cumplen con la banda fijada, deberían al menos mantener su nivel de error de pronóstico para evitar futuros incumplimientos.

Indicador de programas de mantenimientos: El indicador vigente conjuntamente con los indicadores F1 y F2 monitoreados en los reportes de mantenimiento del COES, harán que los agentes incumplidores de las bandas fijadas, eviten incumplimientos de sus planes para no caer en sanciones como las que ya se aplican en la actualidad para este apartado.

Caso de los indicadores restantes (dependientes de los relevantes):



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La banda de tolerancia propuesta fue aplicada según el último valor mejor registrado del indicador, en caso de tratarse de un indicador que viene mejorando en el tiempo su performance. En este caso, se está dando la señal que el mencionado indicador debe ser al menos mejor o igual que ese valor último real fijado como tolerancia, con lo cual se esperan mejoras o a lo sumo mantener dicho error.

Para otros indicadores, la banda fue seleccionada como el promedio del comportamiento de los últimos 12 meses, en caso que la performance de la probabilidad de éxito del indicador iba empeorando en el tiempo. Esta adopción, implica también una señal de mejora en la performance del indicador, al exigir que el indicador mejore respecto del valor final registrado en el último mes de control, con los cual se esperan también mejoras futuras.

Por último, y como recomendación que sirve para aprovechar al máximo la propuesta de nuevas bandas de tolerancia aplicada a los indicadores, es que se debería prever una revisión del comportamiento de los indicadores y ajustes de bandas y errores, cada cuatro años, similar a lo que se utiliza en una revisión tarifaria. El objeto de esta mecánica es determinar nuevas bandas y errores luego de un período de aplicación de las bandas y errores iniciales, donde en la revisión seguramente surgirán tolerancias más exigentes dado la mejora previa. Luego, al exigir estos límites mejorados cada cuatro años, permitirán así llegar al objetivo de alcanzar un equilibrio para los indicadores resultantes en unos 8 años, percibiendo las mejoras en todos los procesos de programación efectuados por COES.

METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS DE LOS LÍMITES ADMISIBLES DE CADA INDICADOR

Para cada indicador, se definen parámetros que forman parte del cálculo de la evolución histórica de cada indicador:

Error de pronóstico: Diferencia entre el valor real y su pronóstico correspondiente a un período (mes para los indicadores mensuales y día para los indicadores diarios), ver fórmula (1).

………(1)

Caso positivo y Caso negativo (indicadores binarios): Se define un caso positivo para un determinado error de referencia al período en el que el error de pronóstico haya sido menor a dicho error de referencia. Se define un caso negativo para un determinado error de referencia al mes en el que el error de pronóstico haya sido mayor a dicho error de referencia.

Probabilidad: Se define este término para cada período (mes para los indicadores mensuales y día para los indicadores diarios) al promedio de casos positivos obtenido en los 24 o 30 períodos (24 para los indicadores mensuales y 30 para los indicadores diarios) anteriores.

Para cada indicador se calculó la probabilidad para el último período con los datos disponibles (que tiene en cuenta los últimos 24 meses/30 días) y el promedio de las probabilidades para los últimos 12 meses para los indicadores mensuales y 365 días para los indicadores diarios. Por lo tanto, para la mayoría de los indicadores exceptuando los casos particulares mencionados más adelante en este capítulo, se analiza si hubo una mejoría en la probabilidad para los últimos 12/365 períodos que se considera viable mantener en el tiempo, proponiendo como límite admisible el último valor obtenido, o si es más representativo tomar como límite el promedio de las probabilidades de los últimos 12/365 períodos.



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1. INDICADOR 5.1 - PRODUCCIÓN ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE MEDIANO PLAZO


Producción Energética Hidráulica

Este sub-indicador muestra una mejora considerable y estable en la probabilidad al aumentar el error admisible entre 5% y 7%, por lo que el error propuesto es de 7% con probabilidad de 85%, para el criterio de usar los valores del promedio de los últimos 12 meses del indicador. Con esto se asegura un nivel mínimo del indicador que no sea inferior al alcanzado en toda la historia del mismo, y que constituya a su vez una clara señal a la mejora futura.

Criterio Banda desvío aceptable (último valor)

Criterio Banda desvío aceptable (Promedio 12 meses)


Error Probabilidad Error Probabilidad Error Probabilidad

5% 75% 7% 85% 7% 85%

Se estima que para dentro de unos 8 años, la probabilidad de éxito de este sub-indicador alcanzará un estimado de 92% correspondiente a un error de 7%.

Producción Energética Térmica

Al notarse una mejoría similar al indicador de Producción Hidroeléctrica al aumentar el error admisible entre 5% y 7%, se propuso con el mismo criterio un error de 7% con probabilidad de 82%, para el criterio de usar los valores del promedio de los últimos 12 meses del indicador. Este criterio asegura que el nivel actual del indicador mejore en el tiempo, ya que se han tenido mejores resultados en el 2015.





5% 71% 7% 82% 7% 82%

Se estima que para dentro de unos 8 años, la probabilidad de este sub-indicador superará un 90% correspondiente a un error de 7%.

Importación de Energía eléctrica

Dado que actualmente Perú no importa energía eléctrica (salvo posibles casos puntuales en situación de emergencia), no se poseen datos históricos para tomar como base de un error y probabilidad admisible de este indicador. Por lo tanto, se propone un error y probabilidad mínimos aceptables, de 30% de error con probabilidad de 50%, a ser corregido en una próxima revisión en la que se tengan suficientes datos como para tomar un criterio en base a datos históricos.





Sin Datos Sin Datos 30% 50%



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Producción Energética a Gas

Habiéndose visto que la probabilidad para el error de 7% puede mejorar considerablemente respecto a la del último valor y que no hay grandes diferencias en las probabilidades entre errores de 7% y 10%, se ha decidido proponer como admisible el promedio de los últimos 12 meses para error de 7%, con una probabilidad de 82%. Este valor asegura una mejora en el valor actual del indicador, llevándolo más cerca del mayor valor obtenido históricamente o, aún mejor, en períodos cercanos a inicios del 2015.





5% 58% 7% 82% 7% 82%

Se estima que para dentro de unos 8 años la probabilidad de este sub-indicador alcanzará un 90% correspondiente a un error de 7%.

Producción Energética a Carbón

Habiéndose notado una mejora considerable en los pronósticos de estos últimos dos años y esperándose que siga mejorando, se propone como error admisible el último valor obtenido: 15% de error con probabilidad de 50%. Este valor asegura una mejora constante del indicador, siguiendo la tendencia de los últimos dos años y asegurando que no baje del último valor obtenido del mismo.





15% 50% 15% 32% 15% 50%

Se estima que para dentro de unos 8 años la probabilidad de este sub-indicador superará un 80% correspondiente a un error de unos 10%.

Producción Energética Residual

Los valores actuales de este indicador se consideran inaceptables por más que la variabilidad de la generación con combustible residual sea alta. Por lo tanto, se propone un error y probabilidad mínimos aceptables, de 30% de error con probabilidad de 50%, a ser mejorados cuando los datos históricos de este indicador superen dicho límite propuesto.





35% 8% 35% 8% 30% 50%

Producción Energética a diésel

Los valores actuales de este indicador se consideran inaceptables por más que la variabilidad de la generación con diésel sea alta. Por lo tanto, se propone un error y



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probabilidad mínimos aceptables, de 30% de error con probabilidad de 50%, a ser mejorados cuando los datos históricos de este indicador superen dicho límite propuesto.





30% 4% 30% 4% 30% 50%

Demanda Mensual

Este indicador presenta una tendencia estable que ha empeorado en el último período respecto a los tres años anteriores, por lo que se adopta un error de 4% y la probabilidad media de los últimos 12 meses, de 94%. Esta banda asegura mantener el indicador en un nivel aceptable y exigente, sin recaer en picos.





4% 92% 4% 94% 4% 94%

Se estima que para dentro de unos 8 años la probabilidad de este sub-indicador superará un 95% correspondiente a un error de 3%.

2. INDICADOR 5.2 – COSTO MARGINAL MENSUAL

Horas de Punta

Dada la consistente mejoría de este indicador en los últimos años y que se espera la misma tendencia en los próximos, se propone como límite admisible un mínimo aceptable de 20% de error con 50% de probabilidad, muy cercano a la probabilidad actual.





20% 46% 20% 32% 20% 50%


Horas de Media

Vista la consistente mejoría de estos pronósticos en los últimos dos años y que se espera la misma tendencia en los próximos, se propone como límite admisible el último valor obtenido para un error de 10%: probabilidad de 54%. Este nivel exige una mejora en el máximo valor obtenido del indicador. Este valor asegura que el indicador no será inferior al máximo obtenido históricamente, ya que la tendencia es fuertemente creciente.



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10% 54% 10% 43% 10% 54%


Horas de Base

Con el mismo criterio que para el sub-indicador de Horas de Media, se propone como límite admisible la última probabilidad obtenida para un error de 25%: probabilidad de 50%. Este valor asegura que el indicador no será inferior al máximo obtenido históricamente, ya que la tendencia es fuertemente creciente.





25% 50% 25% 26% 25% 50%


3. INDICADOR 5.3 - DESVIACIÓN DE LA TRAYECTORIA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL

En este indicador se adoptó tomar clusters de los agentes según su región hidrográfica (Pacífico, Amazonas o Titicaca), considerando que las características hidrológicas de cada región son similares y por ende también lo son las previsibilidades de los volúmenes de los embalses. Luego se calculan parámetros estadísticos de los pronósticos de los volúmenes de los embalses de regulación pertenecientes a cada región y se establecen límites comunes para todos los embalses de cada región.

Para cada embalse individualmente, se calculó la probabilidad para el último período (mensual) y el promedio de las probabilidades de los últimos 12 períodos.

Se definieron distintos errores y se calcularon parámetros para cada error de los embalses de las regiones Pacífico y Amazonas. Los parámetros calculados son:

Promedio: Promedio de probabilidades de cada embalse de tener dicho error.

P xx (percentil): Probabilidad que se obtiene dejando xx% de los agentes con errores mayores o iguales a dicho error (probabilidad de excedencia).

Los parámetros calculados para las regiones hidrográficas Pacífico y Amazonas son los siguientes:

ULTIMO VALOR

Error Promedio p 50 p 55 p 60 p 65 p 70 p 75 p 80

Pacífico

10% 23% 19% 17% 17% 14% 13% 9% 8%

15% 29% 25% 25% 24% 20% 15% 13% 10%

20% 39% 33% 33% 32% 24% 19% 15% 13%

25% 46% 42% 41% 37% 32% 28% 21% 17%



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ULTIMO VALOR


Amazonas

10% 26% 25% 25% 24% 21% 19% 15% 13%

15% 36% 38% 33% 33% 32% 29% 27% 25%

20% 47% 50% 47% 46% 42% 42% 39% 26%

25% 56% 60% 58% 58% 50% 49% 40% 30%

PROMEDIO ULTIMOS 12 MESES


Pacífico

10% 21% 22% 15% 12% 12% 9% 5% 4%

15% 28% 28% 24% 22% 15% 10% 7% 6%

20% 38% 36% 34% 32% 24% 14% 13% 11%

25% 45% 48% 43% 37% 32% 20% 18% 17%

Amazonas

10% 26% 22% 21% 21% 20% 14% 12% 11%

15% 35% 34% 32% 30% 28% 26% 23% 20%

20% 48% 47% 47% 42% 39% 35% 31% 28%

25% 57% 55% 52% 50% 49% 46% 39% 36%

El criterio adoptado es:

No exigirles distintos errores a los agentes correspondientes a las distintas regiones hidrográficas (clusters).

No adoptar probabilidades correspondientes a un percentil menor a 50%, para identificar a los agentes que más se apartan de sus pronósticos (en este caso se adoptó p 60%).

No proponer un error admisible correspondiente a una probabilidad menor a 50%.

Debido a las similitudes hidrográficas entre las regiones Amazonas y Titicaca, los agentes correspondientes a la región de Titicaca adoptarán los mismos límites que los agentes de la región Amazonas.

Las bandas elegidas corresponden con percentiles del 55%, es decir que hay un 45% de agentes Hidráulicos que estarían incumpliendo la tolerancia y deberían mejorar sus pronósticos en el corto plazo para evitar ser penalizados. Los restantes 55% de agentes deberán al menos mantener sus niveles de pronósticos actuales para no ser penalizados.

Por ende, los límites de error y probabilidad propuestos son los indicados en la siguiente tabla:


Criterio Banda desvío

aceptable (Promedio 12 meses)



Pacífico Pacífico Pacífico

25% 41% 25% 43% 25% 43%

Amazonas Amazonas Amazonas

25% 58% 25% 52% 25% 52%

Titicaca Titicaca Titicaca

25% 58% 25% 52% 25% 52%



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4. INDICADOR 5.4 - DESVIACIÓN DE LA DESCARGA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL

Como se indicó en el presente Informe, se considera que debe ser descartado por ser redundante con la combinación entre los indicadores de volumen de embalses y caudales afluentes.

5. INDICADOR 5.5 - DESVIACIÓN DE LOS CAUDALES PRONOSTICADOS EN LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO

Al igual que para el indicador 5.3, en este indicador se adoptó tomar clusters de los agentes según su región hidrográfica (Pacífico, Amazonas o Titicaca), considerando que las características hidrológicas de cada región son similares y por ende también lo son las previsibilidades de los caudales. Luego se calculan parámetros estadísticos de los caudales de los ríos pertenecientes a cada región y se establecen límites comunes para todos los ríos de cada región.

Para cada río, se calculó la probabilidad de casos favorables de pronósticos para el último período (mensual) y el promedio de las probabilidades de los últimos 12 períodos.

Se definieron distintos errores y se calcularon parámetros estadísticos para cada error de los ríos de las regiones Pacífico y Amazonas. Los parámetros calculados son:

Promedio: Promedio de probabilidades de cada río de tener dicho error.

P xx (percentil): Probabilidad que se obtiene dejando xx% de los agentes con errores mayores o iguales a dicho error.

Los parámetros calculados para las regiones hidrográficas Pacífico y Amazonas, para todos los agentes que pronostican sus caudales son los siguientes:

ULTIMO VALOR


Pacífico

10% 23% 19% 17% 17% 14% 13% 9% 8%

15% 29% 25% 25% 24% 20% 15% 13% 10%

20% 39% 33% 33% 32% 24% 19% 15% 13%

25% 46% 42% 41% 37% 32% 28% 21% 17%

Amazonas

10% 26% 25% 25% 24% 21% 19% 15% 13%

15% 36% 38% 33% 33% 32% 29% 27% 25%

20% 47% 50% 47% 46% 42% 42% 39% 26%

25% 56% 60% 58% 58% 50% 49% 40% 30%

PROMEDIO ULTIMOS 12 MESES


Pacífico

10% 21% 22% 15% 12% 12% 9% 5% 4%

15% 28% 28% 24% 22% 15% 10% 7% 6%

20% 38% 36% 34% 32% 24% 14% 13% 11%

25% 45% 48% 43% 37% 32% 20% 18% 17%

Amazonas

10% 26% 22% 21% 21% 20% 14% 12% 11%

15% 35% 34% 32% 30% 28% 26% 23% 20%

20% 48% 47% 47% 42% 39% 35% 31% 28%

25% 57% 55% 52% 50% 49% 46% 39% 36%



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El criterio adoptado es:

No exigirles distintos errores a los agentes correspondientes a las distintas regiones hidrográficas.

No proponer un error admisible correspondiente a una probabilidad menor a 40%.

No adoptar probabilidades correspondientes a un percentil menor a 50%, para identificar a los agentes que más se apartan de sus pronósticos (en este caso se adoptó p 55%).

Debido a las similitudes hidrográficas entre las regiones Amazonas y Titicaca, los agentes correspondientes a la región de Titicaca adoptarán los mismos límites que los agentes de la región Amazonas.

Por ende, los límites de error y probabilidad propuestos son los indicados en la siguiente tabla:





Pacífico Pacífico Pacífico

25% 41% 25% 43% 25% 43%

Amazonas Amazonas Amazonas

25% 58% 25% 52% 25% 52%

Titicaca Titicaca Titicaca

25% 58% 25% 52% 25% 52%

6. INDICADOR 5.6 - EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES

Se considera que este indicador es informativo, por lo que no se proponen límites admisibles.

7. INDICADOR 5.7 - INDISPONIBILIDAD MEDIA DE ENERGÍA Y POTENCIA ASOCIADOS A MANTENIMIENTOS

Se considera que este indicador es informativo, por lo que no se proponen límites admisibles.

Sólo vale la pena remarcar adicionalmente, que se propuesto complementar este indicador informativo vigente, con el actualmente también monitoreado por COES dentro de sus reportes mensuales de mantenimiento. Básicamente, lo que se está proponiendo es que en caso de ser superados los actuales límites fijados para los indicadores de mantenimientos (F1<20% y F2<35%), se identifiquen a todos los responsables individuales que provocaron estos apartamientos en F1 y F2, con el objeto de investigar si corresponde con un posible incumplimiento sujeto a sanción.

8. INDICADOR 5.8 - DESVÍO DE LA GENERACIÓN PREVISTA EN LOS PROGRAMAS DE OPERACIÓN DE MEDIANO Y CORTO PLAZO

Como se mencionó anteriormente, se considera la eliminación de este indicador por ser dificultoso su cálculo tal cual está planteado, identificando la causa de cada apartamiento.



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9. INDICADOR 5.9 – COSTO DE OPERACIÓN

Desvío Diario Según Programa Diario

Se considera que los mejores valores de probabilidades para este indicador durante el último año son más significativos que el último valor obtenido, por lo que se propone la probabilidad media del último año (365 días) para un error de 15% como límite admisible, de 61%. La asignación de este límite asegura una menor aleatoriedad del indicador, al menos manteniendo el nivel medio obtenido como mínimo admisible.





15% 50% 15% 61% 15% 61%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 80% para el mismo error de 15%.

Desvío Diario Según Programa Semanal

Al notar una amplia diferencia entre las probabilidades medias del último año entre las correspondientes a los errores de 15% y 20%, se propone como límite admisible para este indicador un error de 20% con probabilidad de 70%, correspondiente al error de 20% como probabilidad media del último año (365 días). La asignación de este límite asegura una menor aleatoriedad del indicador, al menos manteniendo el nivel medio obtenido como mínimo admisible.





20% 73% 20% 70% 20% 70%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 80% para un error ligeramente menor de 15%.

Desvío Mensual Según Programa Anual

Manteniendo el mismo criterio de los otros dos sub-indicadores y en vista de la dependencia de este sub-indicador de otros factores, para este sub-indicador se propone la probabilidad media de los últimos 12 meses para un error límite de 30%, siendo dicha probabilidad 63%. La asignación de este límite asegura una menor aleatoriedad del indicador, al menos manteniendo el nivel medio obtenido como mínimo admisible o mejor.



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Criterio Banda desvío aceptable (Promedio 12

meses)



30% 71% 30% 63% 30% 63%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 80% para un posible error de 20%.

10. INDICADOR 5.10 - DESVÍO ENTRE COSTOS MARGINALES HORARIOS SANCIONADOS Y PREVISTOS

Se considera que este indicador se calcula actualmente en forma errónea debido a que se comparan costos marginales proyectados con restricciones contra valores reales modelados sin las mismas (precios idealizados). Por lo tanto, los datos históricos que se poseen del mismo no son representativos de la validez de los pronósticos y válidos para fijar una banda de tolerancia.

Considerando la gran similitud en el pronóstico de costos marginales y costos de operación, siendo el error de demanda global en el corto plazo casi despreciable respecto a los errores de pronóstico de costo de operación, para los dos sub-indicadores que componen a este indicador se adoptan los límites de error y probabilidad del indicador 5.9 (Costos de Operación) para los mismos horizontes de pronóstico.

Desvío Diario Según Programa Semanal





30% 33% 30% 53% 20% 70%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 85% para un error de 10% o incluso menor.

Desvío Diario Según Programa Diario





25% 33% 25% 51% 15% 61%



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Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 85% para un error de 10% o incluso menor.

11. INDICADOR 5.11 – DESVIO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA

Este indicador se compone de 4 sub-indicadores. Los límites propuestos a los 2 sub-indicadores relacionados a la los pronósticos de demanda global fueron analizados según el comportamiento histórico de los mismos. Sin embargo, como actualmente no se registran los datos para calcular los 2 sub-indicadores relacionados a los pronósticos de demanda de los Grandes Usuarios (siendo un nuevo indicador propuesto a ser monitoreado), no puede hacerse un análisis con el mismo criterio. El análisis de los límites de los sub-indicadores relacionados a los pronósticos de demanda de los Grandes Usuarios se basó en un análisis de demanda diaria de una muestra representativa de los Grandes Usuarios y la comparación entre sus coeficientes de variación con la demanda global diaria, con la suposición de que el error en los pronósticos de demanda es proporcional a la variabilidad de la misma.

El coeficiente de variación se calcula con la fórmula (2).

Donde:

CV = Coeficiente de variación

= Desvío Estándar

Prom = Promedio

El análisis dio que el CV de los Grandes Usuarios varía entre un 300% y 1900% respecto del CV de la demanda global.

Por ende, al notarse una mayor variabilidad en la demanda de los Grandes Usuarios respecto a la variabilidad de la Demanda Global, se determina que los errores de pronóstico admisibles de los Grandes Usuarios deben ser mayores a los errores admisibles en el pronóstico de la Demanda Global. Con el mismo criterio, las probabilidades de pronóstico exitoso exigidas a los Grandes Usuarios deben ser menores a las exigidas en el pronóstico de la Demanda Global.

Claro está que una vez que se posean suficientes datos históricos de proyección de demanda de los Grandes Usuarios según programas semanales y diarios, los límites ahora propuestos deberán ser ajustados según los mismos.



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Finalmente, luego de este análisis proponemos los siguientes valores de tolerancias.

Demanda Global: Desvío Diario Según Programa Semanal

A diferencia de auditorías anteriores donde se justificaba un error máximo aceptable de 3% con probabilidad de 95%, se considera que dichos límites representan valores mayores a los que históricamente se han obtenido. Es por eso que se considera un límite un poco más amplio que se condice con los valores que hasta hoy han estado obteniendo, de 4% de error con probabilidad de 95%, correspondiente al promedio de la probabilidad para el error de 4% que se ha obtenido en los últimos 365 días. Este nivel exigido eliminará la posibilidad de recaer en errores obtenidos en períodos anteriores, manteniendo un buen nivel del indicador.



meses)



4% 100% 4% 95% 4% 95%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 96% o más para un error estimado en 3%.

Demanda Global: Desvío Diario Según Programa Diario

Como era de esperarse, la probabilidad de este sub-indicador respecto al de pronóstico de la demanda global diaria según un programa semanal resultó históricamente mayor para un mismo error. Es por eso que se adoptó con el mismo criterio el promedio de las probabilidades obtenidas en los últimos 365 días para el mismo error de 4% exigido en sub-indicador relacionado al de pronóstico de la demanda global diaria según un programa semanal, correspondiente a 96%. Este valor incentiva la mejoría del indicador en función del tiempo.



meses)



4% 100% 4% 95% 4% 96%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 97% o más para un error estimado en 3%.

Demanda G. Clientes: Desvío Diario Según Programa Semanal

La tolerancia fijada es menor que la del conjunto de la demanda global del país, dado la mayor volatilidad individual de un Gran Cliente respecto del conjunto. Como hasta ahora no se ha monitoreado a la demanda de grandes clientes, esta nueva aplicación tendrá un efecto de mejora en los pronósticos de demanda en los agentes grandes que actualmente están fuera de la banda fijada. Por el contrario, otros Grandes Clientes que ya cumplen con



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la banda fijada, deberían al menos mantener su nivel de error de pronóstico para evitar futuros incumplimientos.



meses)



Sin Datos 6% 75%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 85% o más para un error de 5% o incluso menos.

Demanda G. Clientes: Desvío Diario Según Programa Diario

La tolerancia fijada es menor que la del conjunto de la demanda global del país, dado la mayor volatilidad individual de un Gran Cliente respecto del conjunto. Como hasta ahora no se ha monitoreado a la demanda de grandes clientes, esta nueva aplicación tendrá un efecto de mejora en los pronósticos de demanda en los agentes grandes que actualmente están fuera de la banda fijada. Por el contrario, otros Grandes Clientes que ya cumplen con la banda fijada, deberían al menos mantener su nivel de error de pronóstico para evitar futuros incumplimientos.

Asimismo, conceptualmente este sub-indicador debe ser más exigente que el correspondiente al desvío diario según programa semanal.



meses)



Sin Datos 6% 76%

Se estima que para dentro de unos 8 años el indicador alcanzará una probabilidad de 85% o más para un error de 5% o incluso menos.

12. INDICADOR 5.12 – ENERGÍA DISPONIBLE NO DESPACHADA CON COSTO VARIABLE MENOR AL COSTO MARGINAL

Como se mencionó anteriormente, este indicador se considera informativo y no amerita bandas admisibles en pos de cumplir con una norma al respecto.

13. INDICADOR 5.13 - MAGNITUD DE LA GENERACIÓN FORZADA Y COSTO INCURRIDO POR RAZONES LOCALES

Como se mencionó anteriormente, este indicador se considera informativo y no amerita bandas admisibles en pos de cumplir con una norma al respecto.



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Anexo C - Aplicación del FMEA a la Norma Supervisión COES

6. Método FMEA

El método FMEA (“Failure Mode Effects Analysis”) es una metodología de auditoría integral que tiene en cuenta todos los macroprocesos y subprocesos desarrollados por los centros de despacho o entidades responsables de determinados procesos, que incluyen la secuencia del manejo de información desde que es recibida y convalidada hasta terminar en el procesamiento de documentos de transacciones y posteriores reclamos, de forma tal de conocer los riesgos de cada subproceso para priorizarlos y encarar sus posibles soluciones. En este caso la metodología fue aplicada a la Norma Supervisión COES.

La aplicación de la metodología FMEA, ampliamente conocida en el área industrial en las fases de diseño e implementación de nuevos productos, se ajusta totalmente a los requerimientos del análisis de los procesos de administradores y operadores de mercados eléctricos, y en particular al procedimiento de supervisión a fortalecer.

Los resultados obtenidos sistemáticamente mediante una matriz FMEA para cada uno de los subprocesos que comprenden las actividades realizadas, permiten ordenar las mismas según su criticidad mediante el llamado número de prioridad de riesgo (NPR). El criterio recomendado pondera la Ocurrencia con la que aparece el fallo, la Severidad o gravedad del fallo producido y la Detectabilidad del fallo antes de producirse. Asimismo, se pueden establecer las acciones correctivas necesarias y plazos de resolución de los fallos y responsables para su implementación, de forma tal de facilitar su monitoreo en sucesivas auditorías futuras.

Un FMEA puede describirse como un grupo sistematizado de actividades pensadas para:

Reconocer y evaluar el fallo potencial de un producto / proceso y sus efectos, identificar acciones que podrían eliminar o reducir la posibilidad de que ocurra un fallo potencial y documentar el Proceso.

Ayuda a prevenir los fallos, averías, defectos, errores, accidentes que potencialmente se pudiesen presentar en: un sistema, un diseño, un proceso, un servicio.

Para cada fallo, se hace una estimación de su efecto sobre todo el sistema y su severidad.

Se ha aplicado la metodología FMEA en procesos de auditoria de organismos de despacho en Centroamérica, con muy buenos resultados. En este caso se trata de identificar y posibilitar la corrección de cualquier fallo potencial o conocido antes de iniciarse el proceso propiamente dicho. Una vez identificados, son ordenados y se les asigna una prioridad (Curva ABC).



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A fin de aplicar la técnica FMEA se tratarán las desviaciones de la programación, incluidas en los indicadores técnicos que monitorea el COES cada mes según el procedimiento de supervisión vigente, como fallos del proceso.

Los criterios para aplicar la técnica FMEA son los siguientes:

Ocurrencia: Por ocurrencia entendemos la frecuencia con la que se produce un determinado fallo como resultado de una causa específica. A mayor valor, más frecuente es el fallo.

Severidad: Por severidad entendemos la gravedad que el posible fallo tendría para el producto final, en su sentido más amplio. La severidad tiene en cuenta el efecto, y sólo el efecto. La escala va de 1 a 10 (o ser crítica, defecto mayor o menor), siendo el 10 el caso más desfavorable (fallo que afecta gravemente la seguridad).

Detectabilidad: En la detectabilidad tenemos en cuenta la posibilidad de que el fallo llegue a los destinatarios del producto por no ser detectado. A mayor valor en la escala de 1 a 10, mayor es la dificultad de que los sistemas o métodos actuales, conocidos o posibles puedan detectar el fallo. Este es el caso de los indicadores técnicos vigentes, que justamente tienen por finalidad detectar tempranamente los fallos en el resultado final.

El producto de los valores asignados a los tres criterios anteriores se define como Número de Prioridad de Riesgo (RPN):

RPN = Ocurrencia * Severidad * Detectabilidad

El RPN debe ser utilizado para organizar los posibles fallos en función de su importancia. En sí, el RPN no tiene ningún valor, pero sí determina en forma relativa el grado de importancia de cada fallo de forma tal de asignarle luego mayor importancia a la mejora del mismo.

Se analizan aquellos errores que presenten mayor índice RPN. A igualdad de valor entre dos fallos diferentes, emplearemos la severidad, la detectabilidad y la ocurrencia, en ese orden para su clasificación.

Los pasos para la aplicación de la FMEA son los siguientes:

Paso 1. Nombre del sistema a ser analizado (procesos del COES en su conjunto, o procesos asociados con metodología de supervisión / indicadores técnicos)

Paso 2. Operación o función. Se reflejan las operaciones que sufre cada uno de los procesos en su desarrollo.

Paso 3. Modo de fallo. Un modo de fallo significa que un elemento no satisface o no funciona de acuerdo con las especificaciones o con lo que se espera de él.

Paso 4. Efectos del fallo. Los efectos del fallo serán recogidos de los agentes interesados (COES, Osinergmin, el mercado, etc.). Los efectos corresponden al síntoma de la problemática. Si un modo de fallo tiene muchos efectos, aunque inicialmente se considerarán todos, en el proceso de "Evaluación de la prioridad" sólo se tendrá en cuenta el efecto más grave.

Paso 5. Severidad. La severidad (S) valora el nivel de las consecuencias sentidas por el cliente o destinatario debidas a los efectos de cada modo de fallo. Este índice crece en función de la insatisfacción que aparezca en él, y se dan valores del 1 al 10.

Paso 6. Características críticas. Siempre que la Severidad sea 9 o 10, y que la frecuencia y detección sean superiores a 1, consideramos el fallo como crítico.

Paso 7. Causa de fallo. En esta columna se refleja todas las causas potenciales de fallo atribuibles a cada modo de fallo. Una causa de fallo se define como indicio de una



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debilidad del diseño o proceso cuya consecuencia es el modo de fallo. Las causas de fallo deben ser descritas de forma concreta y específica.

Paso 8. Probabilidad de ocurrencia. Se define como la probabilidad de que una causa específica se produzca y dé lugar al modo de fallo. Se aplicará un índice de ocurrencia (O) para cada posible causa de fallo. Debemos tener en cuenta no sólo la probabilidad de que se produzca la causa potencial del fallo, sino también la probabilidad de que una vez que ha aparecido la causa, se produzca el fallo.

Paso 9. Controles actuales. En esta columna se reflejarán todos los controles existentes en la actualidad para prevenir las causas del fallo y detectar el efecto resultante. Los controles deben modificarse en caso de que hayan quedado obsoletos.

Paso 10. Probabilidad de no detección. Este índice (D) indica la probabilidad de que la causa y/o modo de fallo, supuestamente aparecido, llegue al cliente. En el FMEA debe estar descrita la forma de detección prevista.

Paso 11. Número de prioridad de riesgo (NPR). Es el producto de la probabilidad de ocurrencia (O), la Severidad del fallo (S), y la probabilidad de no-detección (D).

Paso 12. Acción correctiva. Se hace una breve descripción de la acción correctiva.

Paso 13. Es también posible definir responsables. Se indican los responsables y fechas de respuesta para aplicar las acciones correctivas sugeridas para mejorar el proceso.

Paso 14. Acciones realmente implantadas. Aunque no coincidan con las inicialmente pensadas.

Paso 15. Nuevo Número de Prioridad de Riesgo. Gracias a las acciones correctoras adoptadas, los índices de probabilidad de ocurrencia (O), la Severidad (S), y/o la probabilidad de no detección (D), habrán disminuido y en consecuencia el NPR esperado luego de aplicar las acciones correctivas analizadas.

El proceso indicado se muestra en el siguiente diagrama:

Nominar

sistema

Secuencia procesos

Modo de fallo

Caract. críticas

SeveridadEfectos de fallo

Acción correctiva

Prioridad riesgo (NPR)

Prob. ocurrencia

Controles actuales

Prob. No detección

Causa de fallo

Definir responsa-

bles

Acciones implanta-

das

Nuevo NPR

1 3 4 5 62

12 10 9 8 711

13 1514



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7. Aplicación del FMEA a la Norma Supervisión COES

7.2. Indicadores 5.1 al 5.5, corresponden a la Supervisión de la Programación de Mediano Plazo

La Tabla C.1 presenta los resultados de la matriz FMEA para los indicadores 5.1 a 5.5. A continuación se hace una descripción por cada indicador.

Tabla C.1 – Resultados de la Matriz FMEA: Indicadores 5.1 al 5.5, corresponden a la Supervisión de la Programación de Mediano Plazo

7.3. Indicador 5.1 – Producción Energética Real vs Producción Energética determinada en la planificación de mediano plazo

a. Las fallas que pueden ocurrir

Fallas en los pronósticos de la programación de mediano plazo comparada con la realidad en: caudales de aporte en embalses estacionales, mensuales y de pasada, disponibilidad de centrales térmicas e hidráulicas, ajustes en los planes de mantenimiento, restricciones en la transmisión y fallas en los modelos de pronóstico de demanda. También influye el hecho de que el SDDP es un modelo estocástico en los caudales, por lo que utiliza caudales producto de la generación sintética para luego disponer de varias posibles alternativas de pronóstico, bajo las cuales se simula la operación del sistema.

b. Efectos de la falla en el producto final

Modificaciones de las previsiones de los despachos de las plantas, manejo de inventario y stocks de combustibles, posibles sobrecostos operativos.

c. Causa de la falla

Incertidumbre en modelos para pronosticar caudales con un mes de antelación, por lo que el modelo usado en el Mediano Plazo (SDDP) trata los caudales como variables inciertas. Variación en las previsiones de los planes de mantenimiento de las centrales y líneas de transporte y aumento de posibles fallas intempestivas. Ajustes en la información remitida por los agentes al COES en la realidad.



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d. Forma de detección de las fallas actuales

Se controla el porcentaje (%) de desvío global de la energía térmica (por fuente) o hidráulica o importaciones entre la producción real vs la pronosticada. También existe este indicador para medir la Demanda global del sistema (indicador 5.1 acepción demanda).

e. Acción correctiva aplicada/recomendada

Evaluar posible sanción ante desviaciones atípicas reiteradas en los indicadores. Agilizar remisión de informe mensual de monitoreo además de sólo emisión del documento en Excel. Mejorar suministro de información de agentes con posibles sanciones (en caso de corresponder según procedimiento de sanciones) aplicadas ante reiteración de incumplimientos en el indicador. COES debe verificar consistencia de información recibida.

f. Observaciones

Según el procedimiento vigente, los informes de COES deben indicar las causas o eventos que justifiquen desviaciones atípicas en los indicadores. Discriminar mejor los eventos o causas que provocaron desvíos en los programas.

Cabe aclarar que de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin ya se podría sancionar al COES cuando: remita informes de monitoreo incompletos, no presente informes en WEB en los tiempos establecidos, cuando no informe de cambios en modelos usados para programas. En principio se advierte que esta disposición no se estaría cumpliendo, en lo referido a multas aplicadas al COES por la entrega de informes de monitoreo no detallados, aunque esto tiene sentido dado que en la actualidad no existen bandas de tolerancia prefijadas a los indicadores.

7.4. Indicador 5.2 Costo marginal mensual previsto en el mediano plazo vs costo marginal promedio ejecutado para el mismo periodo

a. Las fallas que pueden ocurrir:

Las mismas fallas descritas para el indicador 5.1 son válidas para este indicador.


Los mismos efectos descritos para el indicador 5.1 son válidos para este indicador, al que se le agregan posibles desviaciones en los costos marginales pronosticados vs los reales. El despacho idealizado (que produce los costos marginales sancionados) elimina restricciones que sí utiliza el despacho diario. Emplea adicionalmente valores reales de la demanda y de los caudales (en lugar de valores previstos). Las distorsiones en los pronósticos de demanda y de caudales, por lo tanto, pueden ocasionar la diferencia de costos marginales. Esta diferencia es interesante para identificar los factores que la causan.


Las mismas causas descritas para el indicador 5.1 son válidas para este indicador.


Se controla el porcentaje (%) de desvío en el costo marginal para las bandas horarias de base, media y punta (indicador 5.2).



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La misma acción correctiva vista para el indicador 5.1.

7.5. Indicador 5.3 – Desviación de la trayectoria prevista de los embalses de regulación estacional



b. Efectos de la falla en el producto final:

Los mismos efectos descritos para el indicador 5.1 son válidos para este indicador.


Las mismas causas descritas para el indicador 5.1 son válidas para este indicador. Adicionalmente, un pronóstico impreciso del caudal natural recibido (y validado) por COES hace que se desvíe la trayectoria de los embalses dada una diferente decisión de caudal turbinado optimizado.


Se controla % de desvío entre el volumen final de los embalses estacionales (en forma individual) previsto en programación vs real (indicador 5.3).

e. Acción Correctiva Aplicada/Recomendada

Vale la misma acción correctiva vista para indicador 5.1. Adecuado pronóstico del caudal natural controlaría estas desviaciones en la optimización del uso de los embalses.

7.6. Indicador – 5.4. Desviación de la descarga prevista de los embalses estacionales




Los mismos efectos descritos en 5.1 son válidos para este indicador.


Las mismas causas descritas para el indicador 5.1 son válidas para este indicador. Adicionalmente, un pronóstico impreciso del caudal natural recibido por COES hace que se desvíe la descarga optimizada de los embalses y su trayectoria.


Se controla el porcentaje (%) de desvío entre la descarga de los embalses estacionales (en forma individual) previsto en programación vs real (indicador 5.4)


Vale la misma acción correctiva vista para indicador 5.1. Adecuado pronóstico del caudal natural controlaría estas desviaciones en la optimización del uso de los embalses.



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7.7. Indicador 5.5 – Desviación de los caudales pronosticados en la programación de mediano plazo




Los mismos efectos descritos para el indicador 5.1 son válidos para este indicador.


Las mismas causas descritas para el indicador 5.1 son válidas para este indicador. Adicionalmente, un pronóstico impreciso del caudal natural recibido por COES hace que se desvíe la descarga optimizada de los embalses y su trayectoria.


Se controla el porcentaje (%) de desvío entre el caudal afluente previsto en programación (en forma individual) vs real (Indicador 5.5).


Vale la misma acción correctiva vista para indicador 5.1. Adecuado pronóstico del caudal natural controlaría estas desviaciones en la optimización del uso de los embalses. Esta variable del caudal natural de aporte en el mes es la variable que debe controlarse, dado que las restantes monitoreadas son dependientes de ésta (valor del agua, trayectoria de embalse y descarga turbinable). Posibilidad de aplicar sanciones a agentes hidráulicos que superen desvíos máximos en sus previsiones en forma reiterada.

f. Observaciones

En la actualidad, COES utiliza el modelo GERS, que genera series sintéticas de caudales para el programa SDDP y está incluido en él, para efectuar/revisar predicciones de caudales hidrológicos. Este modelo se utiliza para planeación pero no es apropiado para el pronóstico de caudales.

7.8. Indicadores 5.6 al 5.9, corresponden a la Supervisión de la Programación de Mediano Plazo y de Corto Plazo

En la Tabla C.2 se presenta los resultados de la matriz FMEA para los indicadores 5.6 a 5.9. A continuación se hace una descripción por cada indicador.



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Tabla C.2 – Resultados de la Matriz FMEA: Indicadores 5.6 al 5.9, corresponden a la Supervisión de la Programación de Mediano Plazo y de Largo Plazo



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7.9. Indicador 5.6 – Evolución del valor del agua de los embalses estacionales


Distorsiones en el valor del agua calculado con el modelo SDDP para los embalses estacionales. El valor del agua lo calcula el SDDP con base en la Función de Costo Futuro (FCF). Esta función se utiliza en el modelo de corto plazo, NCP.


Políticas de uso del agua subóptimas. Encarecimiento de los costos operativos del sistema que solventa la demanda. Distorsiones en la programación de corto plazo que utiliza la función de costo futuro (FCF) y volúmenes despachables de agua surgidos de la programación de mediano plazo.


Grados de discretización utilizados en el modelo empleado (año dividido en meses o semanas y a su vez en bloques). Restricciones operativas empleadas para modelar los embalses, como caudales ecológicos. Valores empleados en los costos de la ENS y caudales futuros esperables en particular para el mes proyectado. Insuficiente número de series hidrológicas backward y forward utilizadas en el SDDP. Tolerancias de convergencia muy amplias en el SDDP, etc.


Se controla la evolución del Valor del Agua para los embalses estacionales en forma individual, según optimización del modelo SDDP (indicador 5.6).


Vale la misma acción correctiva vista para indicador 5.1. Adecuado pronóstico del caudal natural controlaría estas desviaciones en la optimización del uso de los embalses, haciendo más determinístico el problema de despacho para el mes siguiente, en lugar de uno estocástico.

f. Observaciones

Es recomendable llevar a cabo sensibilidades en algunos de los parámetros del SDDP con el fin de identificar un número apropiado de, por ejemplo, series backward y forward, al igual que una adecuada tolerancia de convergencia, con el fin de lograr resultados adecuados en tiempos de computación aceptables.

7.10. Indicador 5.7 – Indisponibilidad media de energía y potencia asociadas a mantenimientos


Ajustes en los planes entregados por los agentes. Posible falta de optimización global de los planes propuestos por agentes. Falta de identificación de los responsables individuales de cambios en los programas de mantenimiento.


Posible incremento de los costos marginales calculados, dadas indisponibilidades de centrales con menor CVP (Costo Variable de Producción) que el marginal. Encarecimiento de la energía para la demanda.



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Errores en la elaboración de los planes de los agentes. Ausencia de coordinación de los planes. Cambios en los planes de mantenimientos repentinos e injustificados.


Seguimiento de la indisponibilidad media de energía/potencia debido al mantenimiento previsto (anual, mensual, semanal y diario) y ejecutado de las unidades de generación. La indisponibilidad se calcula por fuente de energía y también se totalizada. Se calcula adicionalmente cuánto de esta energía/potencia indisponible pudo ser despachada por tener un costo variable menor al marginal. No se identifica a los responsables individuales por ajustes en sus planes de mantenimiento.


Mejorar planificación de los planes de mantenimientos de plantas para evitar la concentración de mantenimientos temporalmente simultáneos de centrales competitivas. Los mantenimientos deben realizarse en lo posible en períodos de avenidas y en días no hábiles. COES debe pasar de hacer una coordinación de los mantenimientos a una optimización de los mismos. Aplicación de nuevo indicador para identificar en forma individual al agente incumplidor (mantenimiento programado no efectuado o a los mantenimientos efectuados no programados) y posible aplicación de sanciones.

7.11. Indicador 5.8 – Desvío de la generación prevista en los programas de operación de mediano y corto plazo


Distorsiones en los pronósticos asociados con la Hidrología, Mantenimiento de Generación, Mantenimiento de Líneas, congestión, variaciones de demanda, etc.


Modificaciones de las previsiones de los despachos de las plantas, posibles sobrecostos operativos, deviaciones en los costos marginales previstos.


Incertidumbre en modelos para pronosticar caudales. Variación en las previsiones de los planes de mantenimiento de las centrales y líneas de transporte y aumento de posibles fallas intempestivas. Variaciones en la estimación de la demanda. Ajustes en la información remitida por los agentes al COES en la realidad. Diferencias en la formulación de los modelos utilizados para el mediano (SDDP) y el corto (NCP) plazos: el SDDP es estocástico y el NCP determinístico.


Desviaciones entre el valor absoluto de energía (MWh) real vs programada (anual, semanal y diario). Y se clasifican de acuerdo con su origen: Hidrología, Mantenimiento de Generación, Mantenimiento de Líneas, congestión, otros. Indicador que no es factible calcularlo identificando origen del desvío por separado.


Mejorar planificación. Evaluar posible sanción ante desviaciones atípicas reiteradas en los indicadores más relevantes. Agilizar remisión de informe



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mensual de monitoreo además de documento sólo en Excel. Mejorar suministro de información de agentes con posibles sanciones aplicadas ante reiteración. COES debe verificar consistencia de información recibida. COES está de acuerdo con que este indicador es dudoso y difícil de calcular tal cual está planteado, de forma tal que se podría suprimir.

f. Observaciones

No queda claro cómo se calcula este indicador desdoblando la fuente del problema. Probablemente exista algún procedimiento que permita cuantificar la incidencia de cada una, donde el programa es fijo y lo que se conoce es la producción real con su variación, identificando cada causa. COES nos confirma que este indicador debería suprimirse porque hoy lo calculan con un extenso Excel de cálculo dudoso.

7.12. Indicador 5.9 – Desvío de los costos de operación programados


Vale mismas fallas que para el indicador 5.8


Modificaciones de las previsiones de los despachos de las plantas, posibles sobrecostos operativos, deviaciones en los costos marginales previstos.


Incertidumbre en los modelos de pronóstico. Ajustes en la información remitida por los agentes al COES en la realidad (como ser pronóstico de caudales). Diferencias en la formulación de los modelos utilizados para el mediano (SDDP) y el corto (NCP) plazos: el SDDP es estocástico y el NCP determinístico.


Desviaciones en porcentaje (%) de los costos previstos en los programas de operación (anual, semanal y diario) con respecto al costo real de la operación.


Valen las mismas acciones correctivas que para el indicador 5.8.

7.13. Indicadores 5.10 al 5.13, corresponden a la Supervisión de la Programación de Corto Plazo

En la Tabla C.3 se presenta los resultados de la matriz FMEA para los indicadores 5.10 a 5.13. A continuación se hace una descripción por cada indicador.



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Tabla C.3 – Resultados de la Matriz FMEA: Indicadores 5.10 al 5.13, corresponden a la Supervisión de la Programación de Corto Plazo



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7.14. Indicador 5.10 – Desvío entre costos marginales horarios sancionados y previstos


Distorsiones en los pronósticos de datos usados en el modelo NCP respecto la realidad: caudales afluentes diferentes a los previstos, variaciones en la demanda, fallas imprevistas en líneas y centrales, ajustes en los planes de mantenimiento, otros.


Efecto global: dificultad de los agentes del mercado y de COES para prever costos marginales sancionados. Puede tener impacto en valores establecidos en contratos de compra/venta de energía. Errores en la fijación de tarifas.


Utilización de la Función de Costo Futuro calculada por el modelo SDDP aplicada en NCP según información hidrológica inexacta. Ajustes de datos de los agentes respecto las previsiones del programa semanal y diario. El despacho idealizado (que produce los costos marginales sancionados) elimina restricciones que sí utiliza el despacho programado, el que además utiliza valores reales de la demanda y de la hidrología (en lugar de valores previstos como lo hace el despacho programado).


Desvío en porcentaje (%) entre Costo Marginal de la Energía real sancionado en Informe final de valorizaciones y el Costo Marginal calculado en la Programación Semanal y Diaria.

e. Acción Correctiva Aplicada/Recomendada

Evaluar posible sanción ante desviaciones atípicas reiteradas en los indicadores. Agilizar remisión de informe mensual explicativo de monitoreo además de documento solo en archivo Excel. Mejorar suministro de información de agentes con posibles sanciones aplicadas ante reiteración. COES debe verificar consistencia de información recibida.

f. Observaciones

El despacho idealizado (que produce los costos marginales sancionados) no considera restricciones que sí utiliza el despacho diario (congestiones en líneas de transmisión, por ejemplo). Utiliza adicionalmente valores reales de la demanda y de la hidrología (en lugar de los valores previstos, que usa el despacho diario programado).

7.15. Indicador 5.11 – Desvío medio de la previsión de la demanda diaria


Distorsiones en los pronósticos de demanda (prevista por COES y recibida de Grandes Usuarios) vs la realidad.


Variaciones de costos marginales del sistema, modificaciones en los despachos, posibles sobre costos operativos.


Modelos de pronóstico de demanda que no manejan variables exógenas: temperatura, humedad, cobertura de nubes, etc. Uso de modelos



Página 55

inapropiados en lugar de posibles técnicas de modelos neuronales que reflejen mejor el problema. Errores de las previsiones de la demanda de clientes libres, con falta de revisión de consistencia por COES.


Desvío % del pronóstico de la demanda de la Programación Semanal y Diaria con respecto a la Demanda Real. Incluye además la desviación estándar del error horario de la demanda.


Verificar consistencia de datos recibidos de agentes. Perfeccionar modelo de pronóstico de demanda vegetativa que maneje variables exógenas, etc. Exigir a agentes mejores pronósticos sujeto a posibles sanciones en caso de superar tolerancia permitida (caso Grandes Usuarios mayores a 10 MW).

7.16. Indicador 5.12 – Energía disponible no despachada con costo variable menor al costo marginal


Posibles restricciones que alteran ranking despacho: RPF, tiempo mínimo de operación, límite de transmisión, tiempo mínimo fuera de operación, otros.


Incremento de los costos marginales del sistema. Desaprovechamiento de energía más económica, forzamiento de plantas con aumentos de costos operativos.


Inflexibilidades operativas de las centrales (tiempos fuera de servicio, o mínimos técnicos), problemas de reactivo, déficit de ampliaciones de transmisión, posibles congestiones.


Cuantifica la energía (GWh) disponible para el despacho (en servicio y no convocadas al despacho) con un costo variable menor al costo marginal y que por diversos motivos o restricciones del sistema eléctrico no fue despachada en la operación del sistema. Se discrimina la energía según motivo de la restricción: RPF, tiempo mínimo de operación, límite de transmisión, tiempo mínimo fuera de operación, otros.


Evaluar posible sanción ante desviaciones atípicas reiteradas en los indicadores. Agilizar remisión de informe mensual explicativo de monitoreo además de documento sólo en archivo Excel. Mejorar procesos de planificación y ejecución de expansiones de transmisión.

f. Observaciones

La asignación de unidades que realiza el NCP (“unit commitment”) puede desoptimizar el despacho en ciertas horas (aunque, por supuesto, optimiza el despacho global semanal). Es decir, durante ciertas horas el despacho puede no ser óptimo, pero sí lo será a nivel semanal.

7.17. Indicador 5.13 – Magnitud de la generación forzada y costo incurrido por razones locales




Página 56

Posibles restricciones que alteran ranking de despacho: RPF, tiempo mínimo de operación, límite de transmisión, tiempo mínimo fuera de operación, otros.


Incremento de los costos marginales del sistema. Desaprovechamiento de energía más económica, forzamiento de plantas con aumentos de costos operativos.


Necesidad de forzar unidades debido a evitar Arranque/Parada de una planta, mantener tensión, seguridad de área, requerimiento de un distribuidor, otras. Indicador calculable por área.


Cuantificar la generación (MWh) y el costo de las unidades incluidas (USD) en el despacho de generación final, que se produzca por motivos diferentes al criterio de mínimo costo del despacho económico del SEIN (forzadas). Se discrimina el indicador según las causas: Evitar Arranque/Parada de una planta, mantener tensión, seguridad de área, requerimiento de un distribuidor, otras. Indicador calculable por área.


Evaluar posible sanción ante desviaciones atípicas reiteradas en los indicadores. Agilizar remisión de informe mensual explicativo de monitoreo además de documento sólo en archivo Excel. Mejorar procesos de planificación y ejecución de expansiones de transmisión.

f. Observaciones

La asignación de unidades puede forzar el despacho de unidades más costosas durante algunas horas. A nivel semanal, sin embargo, el despacho alcanza un precio menor.



Página 57

Anexo D – Propuesta de la nueva Norma Procedimiento para Supervisar la Gestión en la

Planificación de la Operación del SEIN

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA

INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

Norma

Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN



Página 59

NORMA

PROCEDIMIENTO PARA SUPERVISAR LA GESTIÓN EN LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SEIN

Artículo 1.- DEFINICIONES

COES: Comité de Operación Económica del SEIN.

DSE: División de Supervisión de la Energía de Osinergmin

GRT: Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin

Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

PR: Procedimiento Técnico del COES.

Programa de Operación de Mediano Plazo: Despacho óptimo de las centrales térmicas e hidráulicas para un horizonte definido en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Este programa incluye el manejo de los embalses de regulación del tipo anual, estacional y mensual.

Programa de Operación de Corto Plazo: Despacho óptimo de las centrales térmicas e hidráulicas para un horizonte diario y semanal.

SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Artículo 2.- OBJETIVO

Establecer el sistema de seguimiento, la periodicidad e indicadores que debe calcular el COES a fin de ser remitidos al Osinergmin con la finalidad de supervisar el cumplimiento de la planificación de la operación del SEIN en los horizontes temporales del mediano y corto plazo, los cuales deben garantizar la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica, el menor costo operativo y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

Artículo 3.- ALCANCES

Este procedimiento será aplicado a los programas de operación de mediano plazo, semanal diaria e informes post operativos, así como a los programas de mantenimiento que elabora y aprueba el COES.

El Procedimiento está orientado a implementar un monitoreo de tipo prospectivo dirigido a detectar posibles fallos o vacíos que actual o potencialmente estén configurando anomalías en el despacho económico del sistema, con la finalidad de desarrollar medidas correctivas hacia el futuro. Su enfoque es preventivo y dirigido al cumplimiento de objetivos regulatorios.

La GRT tendrá a su cargo la aplicación de este procedimiento. Los informes resultantes de su implementación – incluyendo los reportes mensuales de monitoreo, las auditorías periódicas y las investigaciones especiales o mayores, serán remitidos a la DSE a fines de la verificación de posibles infracciones asociadas a las anomalías o desviaciones identificadas por aplicación de este procedimiento.

Artículo 4.- BASE LEGAL

- Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844 y su Reglamento.

- Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley Nº 27332.

- Ley Complementaria del Fortalecimiento Institucional de OSINERG, Ley Nº 27699.



Página 60

- Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley Nº 28832 y el Reglamento de Transmisión aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM.

- Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo 054-2001-PCM.

- Reglamento del COES, Decreto Supremo Nº 027-2008-EM.

- Procedimientos Técnicos del COES N° 01, N° 03, N° 05, N° 07, N° 12, N° 37 y N° 41.

En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias y complementarias a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Artículo 5.- INDICADORES PARA EL SEGUIMIENTO

Los siguientes indicadores de supervisión permitirán evaluar de manera cuantitativa el desempeño del desarrollo de la planificación de la operación; así como, su evolución en el tiempo de la programación de la operación que realiza el COES, los mismos que se encuentran clasificados de la siguiente manera.

- Indicadores 5.1 al 5.5, corresponden a la supervisión de la programación de mediano plazo.

- Indicadores 5.6 al 5.9, corresponden a la supervisión de la programación de mediano plazo y de corto plazo.

- Indicadores 5.10 al 5.13, corresponden a la supervisión de la programación de corto plazo.

El COES deberá mantener la información separada en intervalos horarios, diarios, mensuales y anuales, en forma digital y codificada homogéneamente, evitando cambios que destruyan las estructuras de almacenamiento de información y cálculos de indicadores. Cualquier modificación a la estructura debe seguir un estricto flujo administrativo de cambio de codificaciones debido a las implicancias que conlleva el mismo.

5.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE MEDIANO PLAZO

5.1.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir el grado de cumplimiento en la Planificación de Mediano Plazo de generación eléctrica considerando la diferenciación entre sus principales fuentes, importación de energía y demanda global. Para su determinación, se utilizará la diferencia entre los valores reales de la producción o generación energética total, hidráulica y térmica; así como, las importaciones y demanda con los valores previstos en la Planificación.

Este indicador establece el porcentaje de desvío de la generación total planificada, generación hidráulica, térmica e importaciones. La producción de generación total incluyendo todas las fuentes de generación, y la producción particular en energía hidráulica y térmica se refiere a la generación destinada al abastecimiento local exclusivamente, no incluyendo la exportación de energía.

5.1.2. FORMULACIÓN

Este indicador se calcula mediante la fórmula (1)

Donde:

- %Desvío : Porcentaje de desvío entre la producción de energía real y programado



Página 61

- PEr : Producción de energía térmica o hidráulica o importaciones real.

- PEp: Producción de energía térmica o hidráulica o importaciones programado.

Los valores previstos corresponden a la generación hidráulica, térmica e importaciones, tal como consta en el Reporte del Programa de Mediano Plazo. De este reporte se utilizan, asimismo, los valores de la demanda más las pérdidas previstas.

Los valores reales de la generación energética total hidráulica, térmica, importaciones y demanda total, corresponden a los valores de producción real que se presentaron para los meses bajo análisis.

Nota: En caso que el denominador de la fórmula del indicador sea cero en un determinado mes (valor real nulo), se eliminará la contabilización del mismo del total de los 24 meses móviles.

5.1.3. PRESENTACIÓN

HIDRÁULICA TÉRMICA RER IMPORTACIÓN HIDRÁULICA TÉRMICA RER IMPORTACIÓN HIDRÁULICA TÉRMICA RER IMPORTACIÓN

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

XX

XX

AÑO MESPRODUCCION PROGRAMADA (GWh) PRODUCCION REAL(GWh) DESVIACIÓN(%)

GAS CARBÓN RESIDUAL DIÉSEL GAS CARBÓN RESIDUAL DIÉSEL GAS CARBÓN RESIDUAL DIÉSEL

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PRODUCCION PROGRAMADA (GWh) PRODUCCION REAL(GWh) DESVIACIÓN(%)AÑO MES

XX

XX

EÓLICA SOLAR EÓLICA SOLAR EÓLICA SOLAR

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO MES

XX

XX

PRODUCCIÓN

PROGRAMADA (GWh)PRODUCCION REAL(GWh) DESVIACIÓN(%)



Página 62

Las desviaciones de todos los cuadros (Desvío [%]) serán calculados conforme la fórmula (1).

5.2. COSTO MARGINAL MENSUAL PREVISTO EN EL MEDIANO PLAZO VS. COSTO MARGINAL PROMEDIO EJECUTADO PARA EL MISMO PERIODO

5.2.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir la eficacia de la previsión del Costo Marginal Mensual Previsto en el Mediano Plazo con respecto al Costo Marginal de la Energía real durante el mismo período, para las distintas bandas horarias (base, media y punta).

5.2.2. FORMULACIÓN


Donde:

- %Desvío: Porcentaje de desvío entre el Costo Marginal Mensual Previsto y el Promedio Mensual del Costo Marginal.

- CMr : Costo Promedio Mensual del Costo Marginal Real de Energía (ctvs. USDkWh)

- CMp : Costo Marginal Mensual Previsto en el programa de operación de mediano plazo (ctvs. USD/kWh)

El Costo Marginal Mensual Previsto en el Mediano Plazo es el valor determinado por el COES en la oportunidad en que elabora el Programa de Operación de Mediano Plazo del SEIN.

El Costo Marginal Promedio se calcula en base a los valores utilizados en el Informe de Transferencias, que es presentado mensualmente como parte del Informe de la Dirección de Operaciones.

La barra para especificar el costo marginal debe referirse a la de Santa Rosa.


PROGRAMADA REAL

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

DEMANDA(GWh)AÑO MESES

XX

XX

DESVIACIÓN(%)



Página 63

5.3. DESVIACIÓN DE LA TRAYECTORIA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL

5.3.1. OBJETIVO

El objetivo del presente indicador es evaluar el grado de cumplimiento de la trayectoria prevista del volumen de los embalses de evolución estacional en el Programa de Operación de Mediano Plazo dada la importancia que tiene en permitir optimizar la asignación de los recursos del SEIN en el largo y mediano plazo a fin de lograr menores costos operativos.

5.3.2. FORMULACIÓN

Este indicador se calcula mediante la fórmula (3).

Donde:

- %Desvío: Porcentaje de desvío entre el volumen previsto en la programación y el volumen real del embalse.

- Volp : Volumen previsto del embalse en la fase de programación.

- Volr : Volumen real alcanzado a la fecha prevista.


PUNTA MEDIA BASE PUNTA MEDIA BASE PUNTA MEDIA BASE

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROGRAMADO (ctv USD/kWh) REAL (ctv USD/kWh) DESVIACIÓN (%)AÑO MES

XX

XX

PREVISTO REAL PREVISTO REAL

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO

XX

XX

MESEmbalse YYY

Volumen Final (Mm3)DESVIACIÓN (%)

Embalse ZZZ




Página 64

5.4. DESVIACIÓN DE LOS CAUDALES PRONOSTICADOS EN LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO

5.4.1. OBJETIVO

El objetivo del presente indicador es el evaluar el grado de acierto del pronóstico mensual de los caudales que se realiza en la Programación de Mediano Plazo.

5.4.2. FORMULACIÓN


Donde:

- %Desvío: Porcentaje de desvío entre el caudal medio previsto en la programación y el caudal medio real del afluente.

- Hp: Caudal afluente previsto para el embalse en la fase de programación.

- Hr: Caudal real promedio del afluente para el periodo previsto.


5.5. EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES

5.5.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es observar la evolución del Valor del Agua, utilizado para el despacho, entre los días sucesivos, de los embalses estacionales que son optimizados por el COES.


PREVISTO REAL PREVISTO REAL

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO

XX

XX

MESEmbalse YYY


Embalse ZZZ


Inicio Fin CENTRAL YYY CENTRAL ZZZ …. Embalse YYY Embalse ZZZ ….

PERIODO DE VIGENCIAMES

XX

XX

VALOR AGUA (ctv USD/kWh) VOLUMEN (Mm3)



Página 65

5.6. INDISPONIBILIDAD MEDIA DE ENERGÍA Y POTENCIA ASOCIADOS A MANTENIMIENTOS

5.6.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es efectuar un seguimiento de la indisponibilidad media de energía debido al mantenimiento previsto (anual, mensual, semanal y diario) y ejecutado de las unidades de generación. La indisponibilidad debe ser evaluada por fuente de energía y también totalizada.

Nota: Este indicador se complementa con los indicadores actualmente calculados por COES en los informes mensuales de Programación de Mantenimiento F1 y F2, que se encuentran en la norma aprobada el 13 de diciembre de 2011 por Osinergmin, por Resolución N° 221-2011-OS/CD.

5.6.2. FORMULACIÓN

Estos indicadores se calculan mediante las fórmulas (5), (6) y (7).

Donde:

- EIX, PIX: Energía y Potencia promedio indisponible evaluado en el periodo de tiempo T

- X: Tipo de fuente de energía (Hidráulica, Gas Natural, Diesel, Residual, Carbón, etc.).

- T: Horas totales del mes en el cual se realiza la evaluación.

- EID, PID: Energía y potencia (media) Indisponible que pudo ser despachada por tener un costo variable menor al marginal.

- EIT, PIT: Energía y potencia (media) Indisponible Total.

- %EIPD, %PIPD: Porcentaje de la Energía y potencia (media) Indisponible Total que pudo ser despachada.

Para el caso de las centrales hidráulicas, la potencia indisponible se calculará sobre la base del caudal medio previsto o ejecutado según sea el caso.

Estos indicadores deben ser reportados en unidades de Energía (GWh) y Potencia Media (MW) respectivamente.


Hidráulica CarbónGas

NaturalDiésel Residual Eólica Solar

Previsto Anual

Previsto Mensual

Previsto Semanal

Previsto Diario

Ejecutado

MES

XX

XX

X

HORIZONTEENERGÍA INDISPONIBLE POR FUENTE DE ENERGÍA [GWh]

EIT

[GWh]

EID

[GWh]

% EIPD

[%]



Página 66

5.7. DESVÍO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN PROGRAMADOS

5.7.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es evaluar las desviaciones que experimentan los costos previstos en los programas de operación en todos sus horizontes temporales (anual, semanal y diario) con respecto al costo que realmente se verificó en la operación.

Los costos previstos y reales a los que se hace referencia corresponden con los costos internos locales, sin contemplar los asociados con transacciones de exportación e importación.

5.7.2. FORMULACIÓN


Donde:

- %Desvío: Porcentaje de desvío entre el costo previsto en la programación y el costo post operativo del SEIN.

- Cp : Costo previsto en la fase de programación (anual, semanal y diario).

- Cr : Costo post operativo del SEIN (anual, semanal y diario).


Hidráulica CarbónGas

NaturalDiésel Residual Eólica Solar

Previsto Anual

Previsto Mensual

Previsto Semanal

Previsto Diario

Ejecutado

MES HORIZONTEPOTENCIA INDISPONIBLE POR FUENTE DE ENERGÍA [MW]

PIT

[MW]

PID

[MW]

% PIPD

[%]X

XX

XX

Previsto

SemanalPrevisto Diario Real Semanal/Real Diario/Real

1

2

3

4

5

….

31

XX

XX

X

COSTO DE OPERACIÓN (USD) DESVACIÓN(%)

MES DÍAS



Página 67

5.8. DESVÍO ENTRE COSTOS MARGINALES HORARIOS SANCIONADOS Y PREVISTOS

5.8.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir la eficacia de la previsión del Costo Marginal realizada en la Programación Semanal y Diaria con respecto al Costo Marginal de la Energía real sancionado en el informe final de valorizaciones. En este sentido, dicho indicador representa el desvío entre Costo Marginal de la Energía real sancionado en el Informe final de valorizaciones y el Costo Marginal calculado en la Programación

Semanal y Diaria.

5.8.2. FORMULACIÓN


Donde:

- %Desvío: Porcentaje de desvío entre el Costo Marginal previsto y el Costo Marginal de la Energía real sancionada en el Informe final de valorizaciones.

- CMgr : Costo Marginal de la Energía real sancionada en el Informe final de valorizaciones (ctvs. USD/kWh)

- CMgp : Costo Marginal horario previsto en la programación semanal y programación diaria (ctvs. USD/kWh)

El Costo Marginal de la Energía del Mercado de Corto Plazo se determina de acuerdo con las normas y reglamentación vigentes.


DESVACIÓN(%)

Previsto Anual RealPrevisto

Anual/Real

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

COSTO DE OPERACION (USD)

AÑO MES

XX

XX

Previsto

SemanalPrevisto Diario Real

Semanal/Real

%

Diario/Real

%1

2

3

4

5

…

31

COSTO MARGINAL(ctv USD/kWh) DESVACIÓN(%)

MES DÍAS

XX

XX



Página 68

5.9. DESVÍO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA

5.9.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir la eficacia del pronóstico de la demanda de la Programación Semanal y Diaria con respecto a la Demanda Real informada en el Informe Post Operativo. Este indicador representa el desvío entre el Pronóstico de la Demanda de la Programación Semanal /Diaria y la Demanda real ejecutada, así como la desviación estándar del error semihorario de la demanda.

Este indicador se aplica para:

- Demanda Total Global.

- Demanda de Grandes Usuarios con potencia mayor a 10 MW.

5.9.2. FORMULACIÓN

Estos indicadores se calculan mediante las fórmulas (10) y (11).

Donde:

- %Desvío: Porcentaje de desvío entre la Demanda Real y Demanda Prevista

- Dr : Demanda de energía diaria real del SEIN (MWh)

- Dp : Demanda de energía prevista para la programación Semanal y Diaria del SEIN (MWh)

- Dht : Diferencia (MW) entre la demanda real y la pronosticada para el subperíodo horario “t” del día ”i”.

- Dhi : Promedio diario (MW) del día “i” de las desviaciones entre la demanda real y la pronosticada.

- n : Número de subperíodos en que fue dividido el día para efectos de programación de la operación

- La demanda global se pronostica de acuerdo con el Procedimiento Técnico del COES vigente sobre la materia.

- La demanda de Grandes Usuarios es pronosticada por cada agente según sus propias previsiones.


P.Semanal P.Diario Real Semanal/Real Diario/Real Semanal/Real Diario/Real

1

2

3

4

5

…

31

DEMANDA(MWh) DESVIACIÓN(%) DESVIACIÓN ESTÁNDAR

MES DÍAS

XX

XX



Página 69

5.10. ENERGÍA DISPONIBLE NO DESPACHADA CON COSTO VARIABLE

5.10.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es cuantificar la magnitud de energía que estuvo disponible para el despacho (en servicio y no convocadas al despacho) con un costo variable menor al costo marginal y que por diversos motivos o restricciones del sistema eléctrico no fue despachada en la operación del sistema. Esta energía incluye la disponible en unidades térmicas en servicio que fueron limitadas por restricciones distintas a las del despacho económico.

5.10.2. FORMULACIÓN

Este indicador se calcula mediante las fórmulas (12) y (13)

Donde:

- EDX, PDX: Energía y Potencia promedio disponible con costo menor al costo marginal evaluado en el periodo de tiempo T.

- X : Motivo por el cual no fue despachado.

- T : Horas totales del periodo evaluado.

Estos indicadores deben ser reportados en unidades de Energía (GWh) y Potencia Media (MW) respectivamente.


RPF Tiempo Min. Op. Limite de Trans.Tiempo Min.

fuera de Op.Otros

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO

XX

XX

ENERGÍA DISPONIBLE NO DESPACHADA [GWh] (Motivo)

MES

RPF Tiempo Min. Op. Limite de Trans.Tiempo Min.

fuera de Op.Otros

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

XX

XX

AÑO MES

POTENCIA MEDIA DISPONIBLE NO DESPACHADA(MW)(Motivo)



Página 70

5.11. MAGNITUD DE LA GENERACIÓN FORZADA Y COSTO INCURRIDO POR RAZONES LOCALES

5.11.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es cuantificar la generación, incluida dentro del despacho de generación y/o arranque de unidades de generación, que se produzca por motivos diferentes al criterio de mínimo costo del despacho económico del SEIN.

5.11.2. FORMULACIÓN

Como un resultado de la programación diaria y su posterior aplicación, se desarrolla el informe post operativo, en el cual se listan los grupos que han debido mantenerse en servicio por razones operativas, a pesar que su costo variable de despacho (variables combustibles y no combustibles) sea superior al costo marginal del sistema. En forma mensual y según la causa atribuible, se deberá calcular el valor acumulado, tanto de energía como de costo de estas unidades, para las áreas que el COES ha definido en la programación diaria.

Las causas atribuibles a la operación de estas unidades son:

- Evitar Arranque/Parada. Cuando el costo de operación en que incurriría el sistema al considerar el Arranque y Parada de una unidad es superior a la alternativa de mantener la unidad en servicio.

- Tensión. Cuando la(s) unidad(es) es necesaria por soporte local de reactivos.

- Seguridad. Cuando se prevé que la operación de la unidad evitará el colapso de una zona de presentarse una contingencia crítica.

- Distribuidor. Cuando la unidad opera por requerimientos especiales del Distribuidor.

Este indicador debe ser presentado en unidades de “MWh” por zona o área donde se requirió la generación forzada; así como, por tipo de causa atribuible. Adicionalmente se deberá calcular el costo que ha implicado esta generación forzada, en base a los costos de operación y los costos de arranque y parada de cada unidad de generación que operaron por este motivo.



TIPO NORTE CENTRO SUR

Evitar

Arranque/Parada

Tension

Seguridad

Requerimiento

propio

Otros

ENERGÍA MENSUAL POR ÁREAS (MWh)MES

XX

XX

X



Página 71

Artículo 6.- PRESENTACIÓN DE ACLARACIONES

Adicionalmente al reporte de indicadores, el COES deberá incluir la relación de causas o eventos que justifiquen desviaciones atípicas de los indicadores del Artículo 5. Esta relación debe presentar de manera discriminada los eventos o causas que provocaron las desviaciones en los programas de operación de mediano plazo y los eventos o causas correspondientes a las desviaciones del programa de operación de corto plazo; así como, una breve descripción y cuantificación de esta influencia.

Artículo 7.- BANDAS DE TOLERANCIA

7.1. OBJETIVO

El objetivo de estos límites o bandas de tolerancia para cada indicador identificado en el Artículo 5 es fijar estándares que permitan alertar sobre posibles comportamientos anómalos en las variables monitoreadas en relación con los conceptos supervisados aplicables tanto al COES como a sus Integrantes.

7.2. CÁLCULO

Para cada indicador identificado en el Artículo 5 se definen parámetros que forman parte del cálculo de la evolución histórica de cada uno de ellos.

- Error de pronóstico (o desvío %): Diferencia entre el valor real y su pronóstico referido al valor real correspondiente a un período (mes para los indicadores mensuales y día para los indicadores diarios), ver fórmula (15).

- Error de referencia (o desvío %): es un valor fijo definido igual que el error de pronóstico, que se acepta como error tolerable para dicho indicador del Artículo 5, ver fórmula (15).

- Caso positivo y Caso negativo (indicadores binarios): Se define un caso positivo para un determinado error, al período en el que el error en el pronóstico haya sido menor o igual a dicho error de referencia. Se define un caso negativo para un determinado error de referencia, al período en el que el error de pronóstico haya sido mayor a dicho error de referencia.

- Probabilidad: Se define este término para cada monitoreo mensual de control, y a partir de la información calculada con los errores o desvíos de los indicadores de la sección 5, al cociente de la suma de los casos positivos obtenido contabilizando los períodos anteriores de 24 meses para los indicadores mensuales o la cantidad de días correspondientes al mes de monitoreo, para indicadores diarios, sobre los 24 meses o la cantidad de días del mes respectivamente, ver fórmula (16).

TIPO NORTE CENTRO SUR

Evitar

Arranque/ParadaTension

Seguridad

Requerimiento

propio

Otros

XX

XX

X

COSTO MENSUAL TOTAL DE LA GENERACIÓN FORZADA POR AREA (USD)MES



Página 72

Dónde:

- Cantidad de sub-períodos: 24 para los indicadores mensuales o la cantidad de días del mes de monitoreo para los indicadores diarios.

Luego, el cumplimiento de los pronósticos que involucran a los indicadores identificados en el Artículo 5, implica que la probabilidad definida que se obtiene para cada indicador, sea mayor o igual a la fijada en la siguiente tabla para el error de referencia adoptado como admisible:

Indicador Acepción Criterio Banda desvío aceptable Propuesto

Error Ref. Probabilidad

5.1 PRODUCCIÓN ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE MEDIANO PLAZO

Producción Hidroeléctrica

7% 85%

Producción térmica 7% 82%

Importación 30% 50%

Producción Gas 7% 82%

Producción carbón 15% 50%

Producción residual 30% 50%

Producción diésel 30% 50%

Demanda 4% 94%

5.2 COSTO MARGINAL MENSUAL PREVISTO EN EL MEDIANO PLAZO VS. COSTO MARGINAL PROMEDIO EJECUTADO PARA EL MISMO PERIODO

Punta 20% 50%

Media 10% 54%

Base 25% 50%

5.3 DESVIACIÓN DE LA TRAYECTORIA PREVISTA DE LOS EMBALSES DEREGULACION ESTACIONAL

5

Pacífico 20% 51%

Amazonas 20% 56%

Titicaca 20% 56%

5.4 DESVIACIÓN DE LOS CAUDALES PRONOSTICADOS EN

Pacífico 25% 43%

Amazonas 25% 52%

5 Este indicador es válido para todos los embalses estacionales individuales. Sin embargo, el error y respectiva probabilidad

admisible es dependiente de la cuenca en la que esté ubicado embalse (Pacífico / Amazonas / Titicaca).



Página 73



LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO

6

Titicaca 25% 52%

5.5 EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES

Válido para todos los embalses estacionales individuales


5.6 INDISPONIBILIDAD MEDIA DE ENERGÍA Y POTENCIA ASOCIADOS A MANTENIMIENTOS

Previsto Anual, Mensual, Semanal, Diario y ejecutado / Fuente Energía

Indicador informativo / Complementado con F1<20% y F2<35%

7

5.7 DESVÍO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN PROGRAMADOS


20% 70%

Desvío mensual según programa diario

15% 61%

Desvío diario según programa anual

30% 63%

5.8 DESVÍO ENTRE COSTOS MARGINALES HORARIOS SANCIONADOS Y PREVISTOS


20% 70%

Demanda Global / Desvío diario según programa diario

15% 61%

5.9 DESVÍO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA

Demanda Global / Desvío diario según programa semanal

4% 95%

Demanda Global/ Desvío diario según programa diario

6% 96%

Demanda G. Cliente / Desvío diario según programa semanal

6% 75%

Demanda G. Cliente / Desvío diario según programa diario

6% 76%

5.10 ENERGÍA DISPONIBLE NO DESPACHADA CON COSTO VARIABLE MENOR AL COSTO MARGINAL

Potencia disponible no despachada según motivo

Indicador informativo Energía Forzada mensual por área según motivo

6 Este indicador es válido para todos los caudales afluentes individuales. Sin embargo, el error y respectiva probabilidad admisible

es dependiente de la cuenca en la que esté ubicado el afluente (Pacífico / Amazonas / Titicaca). 7 Se menciona que la definición de los indicadores F1 y F2, se encuentran en la norma aprobada el 13 de diciembre de 2011 por

OSINERGMIN, con Resolución de Consejo Directivo N° 221-2011-OC-CD.



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5.11 MAGNITUD DE LA GENERACIÓN FORZADA Y COSTO INCURRIDO POR RAZONES LOCALES

Costo Energía Forzada mensual por área según motivo


Artículo 8.- CAUSALES GENERALES DE INVESTIGACIÓN MAYOR

Ante el caso de desviaciones de las bandas de tolerancia de los siguientes indicadores del Artículo 5, Osinergmin dará inicio a investigaciones mayores a fin de determinar las posibles causas de los comportamientos detectados y elaborar las medidas correctivas que fueren necesarias.

- Predicción de la demanda de Grandes Usuarios a nivel diario (indicador 5.11 Desvío medio de la previsión de la demanda diaria).

- Predicción de la demanda de Grandes Usuarios a nivel semanal (indicador 5.11 Desvío medio de la previsión de la demanda diaria) Predicción mensual de caudales (5.5 Desviación de los caudales pronosticados en la programación de mediano plazo;

- Indicadores de mantenimiento e índices F1 y F2 utilizados en Informes mensuales de Programas de Mantenimiento (5.7 Indisponibilidad media de energía y potencia asociados a mantenimientos).

8.1. CRITERIOS PARA INVESTIGACIÓN MAYOR

8.1.1. PROYECCIONES DE DEMANDA

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para el pronóstico de demanda de Grandes Usuarios cuya demanda máxima total agregada es superior a la capacidad (MW) de la mayor unidad de generación que participa en la asignación de unidades;

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para el pronóstico de demanda de Grandes Usuarios cuya suma de la demanda máxima total es superior a la capacidad (MW) de la menor unidad de generación que participa en la asignación de unidades y, adicionalmente, se detectan sobreestimaciones en la proyección de la demanda de Grandes Usuarios;


- Para un mismo agente se detectan tres posibles sobreestimaciones sucesivas en su proyección de demanda o en tres de las últimas cinco mediciones.

8.1.2 PROYECCIONES DE CAUDALES MENSUALES

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para pronóstico de caudales de ríos que aportan a proyectos hidroeléctricos cuya capacidad total está por encima del 15% de la capacidad instalada a nivel nacional;

- Se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 para pronóstico de caudales de ríos que aportan a proyectos hidroeléctricos cuya capacidad total está por



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encima del 10% de la capacidad instalada a nivel nacional y, adicionalmente se detectan subestimaciones en la proyección del caudal en la estación seca y/o sobreestimaciones en la estación húmeda de dichos ríos;


- Para un mismo agente se detectan subestimaciones o sobrestimaciones consecutivas de los caudales correspondientes a las últimas tres mediciones hechas o en tres de las últimas cinco;

- El RMS (Raíz Media Cuadrática) de la proyección de los últimos 24 errores de pronóstico de caudales mensuales (diferencia entre caudal real y pronosticado) supera la desviación estándar del correspondiente incremento de caudales mensuales consecutivos, para ríos que aportan a centrales hidroeléctricas cuya capacidad total está por encima del 10% de la capacidad instalada a nivel nacional;

- El RMS se calcula mediante la fórmula (17).

Siendo Xi = diferencia entre caudal real y pronosticado (m3/s)

8.1.3 PROGRAMACIÓN DEL MANTENIMIENTO

- Para los últimos 3 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F1 supere el 20%, se encuentra que un agente dado incumple sus mantenimientos en los mismos 3 meses;

- Para los últimos 5 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F1 supera el 20%, se encuentra que un agente dado incumple sus mantenimientos en 3 de esos 5 meses;

- Para los últimos 3 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F2 supera el 35%, se encuentra que un agente dado realiza mantenimientos no programados y no justificables como de emergencia en los mismos 3 meses;

- Para los últimos 5 meses (no necesariamente consecutivos) para los que el índice F2 supera el 35%, se encuentra que un agente dado realiza mantenimientos no programados y no justificables como de emergencia en 3 de esos 5 meses.

Artículo 9.- AUDITORÍAS EXTERNAS

9.1. PERIODICIDAD Y ALCANCE

Osinergmin contratará por períodos bienales una auditoría técnica a una firma especializada dirigida a evaluar los procesos de planificación de la operación, procurando que la función de coordinación que realice el COES se oriente por los criterios de mínimo costo, la preservación de la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 de la Ley 28832.

Esta evaluación comprenderá los resultados del sistema de indicadores y sus informes periódicos, así como los hallazgos y recomendaciones surgidos de las investigaciones mayores o especiales realizadas por Osinergmin en el período.

9.2. PROCESO ABIERTO Y TRANSPARENTE



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Osinergmin dará vista del informe de auditoría al COES para observaciones y comentarios y buscará que COES tenga la oportunidad de ser oído y de aportar su punto de vista previo a la adopción de recomendaciones, sin que dichas opiniones tengan carácter vinculante.

9.3. ELABORACION Y SEGUIMIENTO DEL PLAN DE ACCION

Sobre la base de los resultados y recomendaciones surgidas del informe de auditoría y teniendo en cuenta las observaciones y comentarios formulados, Osinergmin establecerá directivas generales, objetivos y metas que servirán de lineamientos de un plan de acción bienal cuya elaboración encomendará al COES.

COES elaborará un plan de acción bienal que elevará a GRT para aprobación. Este plan deberá contener criterios específicos que permitan evaluar objetivamente su cumplimiento.

El Plan de Acción estará sometido a un monitoreo periódico por parte de Osinergmin y su cumplimiento será luego objeto de evaluación en el informe de auditoría correspondiente al período siguiente.

Artículo 10.- SANCIONES

Para la aplicación de sanciones, se tomará en cuenta los supuestos de infracción establecidos en la presente Norma como resultado de las funciones de supervisión establecidas en este Procedimiento y la normativa aplicable.

10.1 INFRACCIONES DE COES

De conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin, las sanciones al COES derivadas de la aplicación de este Procedimiento se limitarán a los casos siguientes:

- Cuando no remita la información requerida dentro del plazo y forma establecida en este procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.

- Cuando no consigne en la página WEB la información requerida dentro del plazo establecido en este procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.

- Cuando no informe los cambios en los modelos matemáticos y/o herramientas informáticas utilizadas.

- Cuando se incumplan las obligaciones a cargo del COES derivadas del presente procedimiento y de sus medidas correctivas.

10.2. INFRACCIONES DE AGENTES

De conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin, se sancionará a los concesionarios de generación y transmisión y titulares de Autorización que incumplan sus obligaciones como integrantes del COES referida a la entrega de la información a que están obligados:

- Fuera de los plazos establecidos.

- Inexacta o errónea, específicamente si resulta inconsistente con los criterios y bandas de tolerancia establecidos en el artículo 7.

- Falsa o engañosa, específicamente si resulta inconsistente con los criterios y bandas de tolerancia establecidos en el artículo 7.

Artículo 11.- DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

11.1. INFORMACIÓN SOBRE LOS MODELOS QUE UTILIZA EL COES



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El COES proporcionará a Osinergmin los modelos que utiliza para la programación de la operación, la información que debe de entregar contendrá como mínimo lo siguiente:

- Formulación matemática del modelo.

- Especificaciones y características técnicas de los modelos computacionales, así como lista de proveedores para el caso de modelos comerciales.

- Modelo computacional que implementa la formulación matemática, de modelos no comerciales.

- Manual de usuario de la herramienta computacional

En caso que el COES modificara el modelo computacional, deberá informar y sustentar ante Osinergmin, con tres meses de anticipación, tales modificaciones para su respectiva evaluación, debiendo alcanzar la información anteriormente indicada.

11.2. INFORMACIÓN ADICIONAL QUE PROPORCIONARÁ EL COES

El COES proporcionará al Osinergmin la metodología, modelos y archivos con los cuales calcula las variables de entrada a los modelos que utiliza en la programación de la operación de mediano y corto plazo, como son:

- Modelos de pronóstico de la demanda, tanto a nivel anual, mensual, semanal, diario y/o horario.

- Modelos de pronóstico de los aportes naturales a las cuencas donde se encuentran ubicadas las centrales hidroeléctricas, tanto a nivel anual, mensual, semanal, diario y/o horario.

- En caso que el COES modificara cualquiera de los modelos antes indicados, deberá informar y sustentar ante Osinergmin, con tres meses de anticipación, tales modificaciones, y alcanzará la información indicada en el numeral 8.1 del presente procedimiento.

11.3. PERIODICIDAD DEL REPORTE E INFORMACION SUSTENTATORIA

El COES reportará mensualmente, dentro de los quince (15) primeros días de cada mes, los indicadores que se hace referencia en el Artículo 5 en los formatos establecidos conjuntamente con la relación de eventos que describe el Artículo 6. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de los indicadores. Este informe será consignado en la página Web del COES para su difusión pública a los interesados.

Los plazos de entrega de los informes de aclaración serán establecidos en las comunicaciones de solicitud de este informe, que Osinergmin curse al COES

La información que permita verificar cuantitativamente el cálculo de los indicadores que se hace referencia en el Artículo 5 del presente procedimiento, serán enviadas en las formas, medios y plazos que establece la Norma “Formularios, Plazos y Medios para el Suministro de Información de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, aprobada por la Resolución Nº 604-2016-OS/CD, o la que la sustituya.

11.4. SOBRE LA MODIFICACIÓN DE LOS FORMULARIOS PARA LA ENTREGA DE INFORMACIÓN

La GRT podrá establecer y/o adecuar los formularios para la entrega de información prevista en este procedimiento, previa coordinación con los administrados.

ÚNICA DISPOSICIÓN TRANSITORIA

Durante la vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008, para la aplicación de la presente norma no se considerará los Costos Marginales establecidos por el COES, a través del Informe



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de Transferencia de Energía emitidos cada mes, debiéndose calcular dichos Costos Marginales considerando las restricciones reales.



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Anexo E – Análisis de los comentarios al proyecto de Norma Supervisión publicada mediante resolución N°

025-2016-OS/CD 1. Comentarios del COES

1.1. Comentario 1

Numeral 5.1

En esta parte se plantean indicadores de desvíos entre la producción de energía real y la prevista en el Programa de Operación de Mediano Plazo (PMPO), así como para la demanda global; sin embargo, no se especifica el tratamiento de la energía utilizada para exportación. Para el caso de la Demanda consideramos que se debe utilizar solo la producción de energía que se utilice para cubrir la demanda del SEIN y excluir la que se utilice para cubrir la demanda de exportación ya que por la normativa vigente, es una decisión estrictamente de los agentes y no del COES.

Los indicadores de importación deben ser informativos porque no dependen del COES sino de los Agentes que realizan la importación/exportación.

Las unidades de generación pequeñas y caras generalmente tienen un despacho incierto, por lo que el Error determinado con la fórmula 15 puede llegar a ser 100% en el caso que la unidad opere sin estar programada; o infinito, en el caso que la unidad no opere estando programada. En este sentido, se debe poner un valor mínimo por tipo de energía para ser considerado en el indicador.

Análisis Osinergmin

El indicador de Demanda Global hace referencia a la demanda del SEIN, sin incluir a la exportación de energía. La producción hidráulica y térmica mencionada en la norma se refiere a la generación destinada al abastecimiento local exclusivamente.

El indicador de importación de energía tendrá una banda de tolerancia para su adecuado monitoreo, pero el COES no será penalizado en caso de incumplimiento.

En caso que el denominador de la fórmula del indicador sea cero en un determinado mes (valor real nulo), se eliminará la contabilización del mismo del total de meses a la hora de sumar los casos positivos en los 24 meses móviles.

1.2. Comentario 2

Numeral 5.2

Según se indica, para el cálculo de este indicador se toma como referencia el costo marginal utilizado en el informe de transferencia; sin embargo este costo marginal es el costo marginal obtenido de un despacho idealizado (Decreto de Urgencia N° 049-2008), el cual tiene premisas diferentes de las utilizadas para la operación. En este sentido, se recomienda que este indicador esté suspendido mientras se encuentre en vigencia él o el que lo reemplace.

No se especifica el costo marginal de que barra(s) prevista en el PMPO, pero lo que se asume (por el presentado en el informe de transferencias) que es la barra de Santa Rosa.


Se sugiere la reformulación de los datos de entrada al modelo de despacho para que se relacionen magnitudes comparables, dado la aplicación del Decreto de Urgencia N° 049-2008 que idealiza los costos marginales reales resultantes. Se propone utilizar en el modelo NCP® para calcular los costos marginales reales, valores no



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idealizados que incluyan por consiguiente las restricciones de gas y de transporte, para que así se pueda comparar dichos valores reales con los costos marginales pronosticados. Este ajuste en el cálculo del modelo sólo tendrá sentido en tanto persistan las restricciones y la vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008. Se colocará en la norma una nota indicando este ajuste, para que quede claro que los costos marginales reales no se extraerán del Informe de Transferencias, en tanto persista el Decreto de Urgencia N° 049-2008, debiéndose calcular con las reales restricciones imperantes.

Es correcto, la barra para especificar el costo marginal debe referirse a la de Santa Rosa. Esto se aclarará en la norma.

1.3. Comentario 3

Numeral 5.5

Las unidades del valor del agua son $/Hm3, y no $/kWh como indica el reporte


Considerando que el comentario se debe referir al indicador 5.6 de la Norma de Supervisión donde figuraba ctv U$/kWh. Dicha unidad será corregida, y se colocará el valor del agua en USD/hm3.

Este ajuste también se incorpora a la nueva versión de procedimiento de supervisión revisado.

1.4. Comentario 4

Numeral 5.7

Dado que puede haber exportación o importación no considerada en los diferentes horizontes, la fórmula debe agregar esta variación ya que esto es una variable del mismo mercado. Se puede agregar un comentario que reste los costos de exportación o importación en cada caso (se podría estimar el costo de exportación/importación como la demanda a exportar/importar por el costo marginal de la barra más cercana).


El objetivo del indicador 5.7, al que hace referencia el comentario, es evaluar las desviaciones que experimentan los costos previstos en los programas de operación en todos sus horizontes temporales (anual, semanal y diario) con respecto al costo que realmente se verificó en la operación. Para evitar malas interpretaciones en la elaboración de este indicador, y poder comparar correctamente los costos operativos programados vs los reales, se puede simplemente aclarar en el objeto de este indicador la siguiente frase: “Los costos previstos y reales a los que se hace referencia se refieren a los costos internos locales, sin contemplar los asociados con transacciones de exportación e importación”. Finalmente, este ajuste se lo colocará en el objeto de este indicador.

1.5. Comentario 5

Numeral 5.8

El mismo comentario que al numeral 5.2; este indicador debería suspenderse, mientras esté en vigencia el Decreto de Urgencia N° 049-2008.


Ver análisis de Osinergmin al Comentario 2 del COES.



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1.6. Comentario 6

Numeral 7.2

Los desvíos aceptables propuestos para los numerales 5.1 y 5.8 deberían suspenderse mientras esté en vigencia el Decreto de Urgencia N° 049-2008.

Análisis de Osinergmin


1.7. Comentario 7

Artículo 1

Se sugiere modificar la definición de la siguiente manera:

Despacho óptimo esperado de las centrales térmicas…

Sustento

El método de optimización de la programación de mediano plazo es del tipo estocástico por lo que no se puede hablar del resultado como si fuera del tipo determinístico. Generalmente los resultados reportados por los modelos de optimización son valores esperados


Si bien la función objetivo del programa de optimización es minimizar el costo esperado, el programa adicionalmente calcula resultados para todos los caudales simulados. Sugerimos entonces dejar la definición actual por ser más general.

1.8. Comentario 8

Artículo 2

Se sugiere modificar el objetivo de la siguiente manera:

Establecer el sistema de seguimiento, la periodicidad e indicadores que debe elaborar calcular el COES a fin de ser remitidos al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) con la finalidad de supervisar el cumplimiento de la planificación de la operación del SEIN en los horizontes temporales del mediano y corto plazo, los cuales deben garantizar la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica, el menor costo operativo y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

Sustento

La utilización de la palabra “calcular” representa mejor lo que dispone la norma ya que la utilización de la palabra “elaborar” daría la impresión que el COES debe crear nuevos indicadores.

El último párrafo eliminado no es necesario ya que se encuentra establecido en la Normativa vigente aplicable.


De acuerdo en reemplazar la palabra elaborar por calcular, y será ajustado en la Norma.

Respecto el último párrafo sugerimos dejarlo ya que corresponde con el objetivo final perseguido.

1.9. Comentario 9

Artículo 4



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Se sugiere modificar el siguiente párrafo de la siguiente manera:

Procedimientos Técnicos del COES N° 01, N° 03, N° 05, N° 07, N° 12, N° 37 y N° 41.

Sustento

El PR-41 regula el tratamiento de la hidrología de las centrales hidráulicas


De acuerdo con la sugerencia.

1.10. Comentario 10

Numeral 5.1 al 5.5 y 5.7

La norma propuesta establece que los reportes solicitados para la programación de mediano plazo se presenten en etapas mensuales; sin embargo, actualmente el PMPO que elabora el COES tiene etapas semanales. Sería recomendable que la norma establezca que en los reportes no se utilice meses sino semanas operativas a fin de evitar modificar los resultados para acomodarlos a una periodicidad mensual, lo cual traería acumulación de errores adicionales.

Sustento

La normativa vigente (PR-41) exige al COES modelar el PMPO en etapas semanales.


El tema de hacer semanal los reportes ya fue respondida en preguntas anteriores del COES.

1.11. Comentario 11

Numeral 5.1

En esta parte la norma propuesta plantea indicadores de desvíos entre la producción de energía real y la prevista en el PMPO, así como para la demanda global; sin embargo, no se especifica el tratamiento de la energía utilizada para exportación. Para el caso de la Demanda se considera que se debe utilizar sólo la producción de energía que se utilice para cubrir la demanda del SEIN y excluir la que se pueda utilizar por exportación.

Consideramos que los indicadores de importación deben ser informativos ya que no dependen del COES sino que es una decisión de los Agentes que realizan la importación/exportación y solo son conocidos a firme un día antes que se ejecuten.

Las unidades de generación pequeñas y caras, así como las unidades hidráulicas con caudales pequeños, generalmente tienen un despacho bastante incierto, por lo que el Error determinado con la fórmula 15 puede llegar a ser 100% en el caso que la unidad opere sin que fuera inicialmente programada; o infinito, en el caso que la unidad no opere a pesar que estuvo programada. En este sentido, se debe establecer la magnitud (MW) mínima que debe poseer la unidad de generación, en función del tipo de fuente primaria que utiliza, para ser evaluada. Asimismo se debe establecer un tope en el Error cuando el denominador de la fórmula del Error sea cero.

Sustento

La importación/exportación, por la normativa vigente, es una decisión de los agentes o del Ministerio de Energía y Minas y no del COES.



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La incertidumbre del despacho de unidades pequeñas es alta tanto para las unidades que operan con Diésel y/o residual, así como para aquellas unidades hidráulicas que tienen un caudal pequeño.

De otra parte, para la definición del error se debe establecer un valor máximo en caso que el denominador sea cero, de forma que se evite que tienda a infinito.


El método de evaluación empleado para el cálculo de la probabilidad de casos acertados propuesto, no tiene en cuenta la magnitud del error, sino más bien si está dentro del error definido como tolerable para contabilizarlo como acierto o no, con lo cual no tiene significancia si el error es muy grande.

Por otro lado, respecto al caso del posible denominador nulo en la fórmula, esto se tendrá en cuenta en la nueva versión de norma a ser emitida, para no contabilizar dicho mes.

1.12. Comentario 12

Numeral 5.1

Se hacen varias referencias a la “generación hidráulica y térmica” aludiendo a la producción total en el SEIN, lo cual es muy impreciso; es necesario considerar que además se utilizan otras fuentes de energía en el SEIN, tales como la eólica y solar. Se recomienda usar la expresión “generación total” que cubre todos los casos.


Estamos de acuerdo en aclarar en la nueva versión de norma a ser emitida, que se pretende monitorear la generación global, que debe incluir todas las fuentes de generación, incluyendo también fuentes eólicas y solares así como otras posibles. Y como monitoreo de fuentes de energía en particular, se busca identificar los errores de las principales tecnologías vigentes actualmente como es el caso de las térmicas e hidráulicas.

1.13. Comentario 13

Numeral 5.2

Según se indica en la norma propuesta, para el cálculo de este indicador se toma como referencia el costo marginal utilizado en el informe de transferencias; sin embargo, este costo marginal es el costo marginal obtenido de un despacho idealizado (DU-049-2009), el cual tiene premisas diferentes de las utilizadas para la operación. En este sentido, se recomienda que este indicador esté suspendido mientras se encuentre en vigencia dicho decreto o el que lo reemplace.

No se especifica el costo marginal de qué barra(s) del PMPO debe utilizarse, pero lo que se asume (porque es el que se presenta en el informe de transferencias) que es el de la barra de Santa Rosa.

Sustento

Los costos marginales de los programas de operación no guardan relación alguna con los costos marginales que resultan de un despacho idealizado.



1.14. Comentario 14

Numeral 5.5



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Las unidades del valor del agua pueden ser obtenidos de la Función de Costo Futuro están expresados en $/Hm3 y no $/kWh como indica el reporte.

Adicionalmente, se sugiere retirar dicho indicador.

Sustento

Con anterioridad al uso de modelos de optimización, se determinaba el Valor del Agua a fin que sirviera como una variable de decisión durante la elaboración manual del despacho.

Actualmente los modelos de optimización de Mediano Plazo producen lo que se denomina Función de Costo Futuro, la misma que es un insumo de la programación de corto plazo, con lo cual se asegura una adecuada coordinación entre ambas programaciones. En ese sentido, el registrar este dato ahora resulta innecesario.


Ver análisis de Osinergmin al Comentario 3 del COES. Así también, se entiende que actualmente el modelo SDDP con el cálculo de la FCF, asegura la adecuada coordinación con la programación de corto plazo efectuada con el modelo NCP. Pero independiente de esto, el modelo SDDP entrega como resultado el valor del agua que constituye el indicador monitoreado, por lo cual preferimos seguir su monitoreo a pesar de ser un indicador solo informativo.

1.15. Comentario 15

Numeral 5.7

Dado que puede haber exportación o importación no considerada en los diferentes horizontes, la fórmula debe agregar esta variación ya que esto es una variable del mismo mercado. Se puede agregar un comentario que reste o sume los costos de exportación o importación en cada caso (se podría estimar el costo de exportación/importación como la demanda a exportar/importar por el costo marginal de la barra más cercana).

Sustento

La importación/exportación, por la normativa vigente, es una decisión de los agentes o del MINEM y no del COES.



1.16. Comentario 16

Numeral 5.8.2

Se sugiere modificar el texto de la siguiente forma, para evitar redundancia:

El Costo Marginal de la Energía del Mercado de Corto Plazo se determina sobre la base de la disponibilidad real de las unidades de generación y de la red de transmisión, de acuerdo con las normas y reglamentación vigentes, tal como se describe en los Procedimientos Técnicos del COES.


De acuerdo con que el texto propuesto a ser eliminado es redundante, aclarando que había sido dejado dado que corresponde con el texto original de la Norma. Por consiguiente procederemos a suprimir el texto sugerido.

1.17. Comentario 17



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Numeral 5.9

Confirmar si la magnitud de demanda del Gran Usuario Libre > 10 MW corresponde o no a la sumatoria de todos los suministros asociados a dicho Gran Usuario Libre.

Sustento

En el sector existen empresas que tienen distribuidas sus cargas en varias SE y que al totalizarlas su demanda es mayor a los 10 MW.


Sugerimos que se respete la definición actualmente vigente para Gran Usuario Libre, según la normativa. Es de nuestro interés que se monitoreen cargas mayores o iguales a los 10 MW, y en caso de ser un Gran Usuario Libre mayor a 10 MW una empresa que tenga sus cargas distribuidas, deberá monitorearse la sumatoria de las cargas.

1.18. Comentario 18

Numerales 5.10.3 y 5.11.3

Se sugiere eliminar la columna “RPF” de todos los cuadros.

Sustento

Actualmente con el cambio del PR-21 el valor solicitado es un dato aprobado por Osinergmin para cada año. Anteriormente tenía sentido ya que RPF lo brindaban solo algunas centrales


Sugerimos dejar en los cuadros “RPF” dado que justamente se pretende mostrar la energía disponible no despachada y potencia media disponible no despachada por distintas causas, y una de ellas es por regulación primaria de frecuencia.

Entendemos lo del nuevo PR-21, aunque puede darse el caso que haya unidades que a pesar de estar obligadas a brindarlo no lo hagan y otras deban hacerlo en mayor medida, o se incumpla la consigna global.

1.19. Comentario 19

Numeral 5.11.2

Se sugiere modificar el texto de la siguiente forma:

“Las causas atribuibles a la operación de estas unidades son:

- Evitar Arranque/Parada. Cuando el costo de operación en que incurriría el sistema al considerar el Arranque y Parada de una unidad es superior a la alternativa de mantener la unidad en servicio.

- Tensión. Cuando la(s) unidad(es) es necesaria por soporte local de reactivos.

- Seguridad. Cuando se prevé que la operación de la unidad evitará el colapso de una zona de presentarse una contingencia crítica.

- Distribuidor. Cuando la unidad opera por requerimientos especiales del Distribuidor.

Sustento

Actualmente la programación de la operación se realiza con modelos matemáticos que toman en cuenta las características operativas de las unidades de generación, incluyendo las potencias mínimas, los tiempos mínimos de operación y costos de arranque. En ese sentido, del resultado es sumamente difícil poder determinar si el



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modelo matemático mantuvo una unidad al mínimo por tal o cual razón. En todo caso, lo que podría reportarse son los periodos en los cuales una unidad estuvo a mínima carga


Se sugiere mantener el texto publicado. Se entiende que podrían ser identificadas dichas unidades forzadas simplemente comparando su costo operativo “vs” el costo marginal del sistema para identificar si efectivamente corresponde con una unidad forzada.

1.20. Comentario 20

Numeral 8

En la redacción de las causales de investigación mayor, se propone el siguiente texto:

“Osinergmin dará inicio a investigaciones mayores solo para los indicadores mencionados en los numerales 5.5, 5.7 y 5.11, cuando las desviaciones respecto de las bandas de tolerancia fijadas en Artículo 7 para dichos indicadores tengan un valor tal que afecten de manera importante el costo de la operación del sistema, o que se presenten de manera reiterada sin justificación o explicación aparente. Las investigaciones mayores tendrán como objetivo determinar las posibles causas de los comportamientos detectados y elaborar las medidas correctivas que fueran necesarias”.


Ya se ha previsto incorporar en la nueva versión de la norma, por lo que cuando se menciona “bandas de tolerancia fijadas en Artículo 7”, la aclaración será que se refiere a los tres indicadores enumerados previamente. De esta forma, se busca evitar una posible mala interpretación de cuando se debe dar inicio a una investigación mayor.

1.21. Comentario 21

Numeral 8.1.1

Proyecciones de Demanda de los Grandes Usuarios Libres. Numeral 8.1.1. de Propuesta de Resolución: Se requiere precisar la consecución de los apartamientos consecutivos de la banda de tolerancia, dado que existen Grandes Usuarios Libres con más de una carga mayor o igual a 10 MW. Aclarar si se contabilizará cada apartamiento por suministro o por la totalización de carga de empresa (suma de suministros).


El objeto de este indicador es el control de la demanda de Grandes Clientes mayores a 10 MW según sean nominados e identificados según normativa vigente. En caso que un gran usuario pueda ser registrado admitiendo distintos suministros que individualmente sean menores o mayores a 10 MW, pero que la totalización de su carga supere los 10 MW, es de interés el monitoreo de la demanda total.

1.22. Comentario 22

Numerales 8.1 al 8.3

Se requiere contar con una mayor precisión con relación al alcance de la definición del modo de cálculo y la utilización de las tolerancias cuando el apartamiento de las



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máximas demandas totales sea superior o inferior a la asignación de unidades de generación. Es recomendable que se generen ejemplos de toma de datos y proceso de cálculo, considerando que no queda clara la denominación de causante de apartamientos consecutivos de las tolerancias establecidas debido a que no se tiene la certeza, si la demanda a evaluar es totalizada a través de la suma de todos sus suministros o por toma de carga en cada subestación que es abastecida.


Esta consulta queda parcialmente respondida con el análisis de Osinergmin en comentarios anteriores del COES, donde si para un Gran Usuario se admite disponer distintos suministros, lo que resulta de interés es el total de la demanda de ese gran usuario, para los fines del monitoreo sugerido. Habiéndose hecho esta aclaración, la norma se refiere cuando se aparta de la banda de tolerancia establecida en el Artículo 7 el pronóstico de demanda de Grandes Usuarios cuya demanda máxima total agregada, es decir la sumatoria de las demandas de todos los Grandes Usuarios fuera de banda detectados, es superior o inferior a la asignación de unidades de generación mencionadas.

Valen similares consideraciones, que para un Gran Usuario, para los pronósticos de caudales de ríos que aportan a unidades hidroeléctricas cuya capacidad total supere cierto límite establecido.

1.23. Comentario 23

Numeral 8.1.2

Se sugiere modificar el texto de la siguiente forma:

El RMS (Raíz Media Cuadrática) de la proyección de los últimos 24 errores de pronóstico de caudales mensuales (diferencia entre caudal real y pronosticado) supera la desviación standard estándar del correspondiente incremento de caudales mensuales consecutivos, para ríos que aportan a proyectos hidroeléctricos centrales hidroeléctricas cuya capacidad total está por encima del 10% de la capacidad instalada a nivel nacional.


De acuerdo con la sugerencia. Por tanto, se incluirá en la versión final de la Norma Supervisión COES.

1.24. Comentario 24

Numeral 8.1.3

Se requiere acotar la denominación “No necesariamente consecutivos”. Esclarecer el horizonte de meses a ser evaluado. Aclarar si la contabilización de los últimos tres meses o cinco meses es a partir de la fecha de cálculo de los indicadores F1 y F2 o se contabiliza a partir de que agente incumple los mantenimientos.


El período de control asociado a esta cláusula corresponde con los últimos 3 meses no necesariamente consecutivos en que F1 o F2 supera el límite. O vale lo mismo para la cláusula que indica los últimos 5 meses. Es decir, esto corresponde con un periodo de control móvil consistente con los últimos eventos donde se superan estos indicadores F1 y F2. Por último, la contabilización de los últimos tres meses o cinco meses es a partir de la fecha de cálculo de los indicadores F1 y F2, si es que se cuenta con el detalle de toda la información necesaria para identificar a los agentes.



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1.25. Comentario 25

Numeral 10.1

Se propone:

“Se sancionará al COES, de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin, únicamente en los casos siguientes

Los desvíos aceptables propuestos para los numerales 5.1 y 5.8 deberían suspenderse mientras esté en vigencia el Decreto de Urgencia N° 049-2009.

Sustento

A efectos de que se encuentren debidamente delimitados los supuestos en que el COES puede ser sancionado, de acuerdo al Principio de Tipicidad, que sujeta la actuación normativa y fiscalizadora del Osinergmin.


“Únicamente” puede llevar a una interpretación errónea en cuanto a alcances externos a este Procedimiento. Se entiende la preocupación expresada por COES y, para mayor claridad, se propone una redacción alternativa para este aspecto. “De conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones del Osinergmin, las sanciones al COES derivadas de la aplicación de este Procedimiento se limitarán a los casos siguientes:”

2. Comentarios de Statkraft Perú S.A.

2.1. Comentario 1

Numeral 5.4.2

En la formulación se está considerando el caudal afluente previsto para el embalse en la fase de programación, sin embargo esta variable es resultado de un cálculo de naturalización de caudales que involucra el uso de otras variables e incorpora por lo tanto un mayor error.

En ese sentido, se sugiere que la variable que se considere en la formulación sea el caudal intermedio, es decir los caudales entre el embalse y la captación de la respectiva central hidroeléctrica.


La idea de este indicador es justamente mejorar la optimización del uso de los recursos hídricos disponibles en el mediano plazo, para lo cual el modelo de planeamiento operativo a mediano plazo del COES utiliza como input los caudales naturales en cada aprovechamiento. Esto se debe, a que según el proceso interno de optimización, se optimiza la cadena de embalses de un mismo río. Para lo cual, por diferencia entre caudales naturales se calcula los caudales intermedios de aporte entre sub cuencas, los que luego se suman a los caudales turbinados del embalse de agua arriba.

En consecuencia, se seguirá considerando en la formulación del indicador, el caudal afluente previsto para el embalse.

2.2. Comentario 2

Numeral 8.1.2



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A lo largo del numeral se hace referencia “proyectos hidroeléctricos” que se encuentren en los ríos donde se realice la proyección de caudales. Esta denominación daría a entender que las centrales ya existentes se hallan exceptuadas de la aplicación de este numeral.

En ese sentido, se sugiere precisar si el numeral es aplicable o no para centrales hidroeléctricas que ya se encuentren en operación comercial.


El numeral es aplicado a centrales hidroeléctricas en operación.

Se precisará este concepto mejor en la nueva norma emitida, para evitar inconvenientes.

2.3. Comentario 3

Numeral 8.1.3

Tal cual se halla escrito el numeral sería aplicable a todas las centrales de generación, incluso a aquellas que por sus dimensiones no tienen mayor impacto en las desviaciones del indicador.

En ese sentido, se sugiere que la aplicación del mismo se limite a centrales cuya capacidad total se encuentre por encima del 10% de la capacidad instalada a nivel nacional.


Debe diferenciarse entre indicadores y bandas de tolerancia por una parte (que se aplican a todas las centrales hidroeléctricas integrantes del COES), de los criterios establecidos en el artículo 8, que definen cuándo sería necesario realizar una investigación mayor. Los indicadores descritos en 8.1.2 son calculados para todas las centrales hidroeléctricas administradas e integrantes del COES (es decir las mayores a 50 MW y las menores que voluntariamente integran COES). Es de interés para este tipo de Investigación Mayor, que el conjunto de centrales que no cumplen con la banda impuesta, supere el 15% de la capacidad instalada del país.

En lo que se refiere al numeral 8.1.3 sobre Programación de mantenimientos, valen las mismas consideraciones, dado que aportan al incumplimiento de los índices F1 y F2.

2.4. Comentario 4

Artículo 10

Con la finalidad que evitar que una posible aplicación de sanciones carezca de los sustentos adecuados, debe precisarse que éstas deben estar respaldadas por las Investigaciones Mayores a las que hace referencia el Artículo 8° del Proyecto de Procedimiento.

Sugerimos reemplazar el Artículo 10° por el texto siguiente:

“Artículo 10.- SANCIONES

Para la aplicación de sanciones, se tomará en cuenta los supuestos de infracción establecidos en la presente Norma como resultado de las Investigaciones Mayores a las que hace referencia el Artículo 8°”.


La aplicación de sanciones es un canal separado y distinto de las investigaciones mayores. Estas investigaciones son requeridas ante determinados supuestos de



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mayor relevancia o impacto y serán un input importante para un posible futuro procedimiento sancionador, como también para desarrollar posibles medidas correctivas en normas y sistemas. Pero también podrán derivarse procedimientos sancionatorios de situaciones que no ameritan investigaciones mayores, como es el caso de mala calidad de información provista por agentes que esté ocasionando desviaciones respecto de las bandas de tolerancia propuestas (caudales y demandas).

En consecuencia, se mantendrá la actual redacción de la Norma.

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2.5. Comentario 5

Numeral 10.2

Los concesionarios de generación y transmisión no deberían estar incluidos en la sección de infracciones, debido a que el objetivo del Procedimiento es supervisar el cumplimiento de la planificación de la operación del SEIN para el mediano y corto plazo cargo del COES, correspondiéndole a éste el identificar las posibles inconsistencias en la información que reciba y gestionar su corrección en coordinación con los agentes.

Se sugiere eliminar el numeral 10.2 por encontrarse fuera alcance del proyecto de Procedimiento establecido en el Artículo 3° del mismo.


El Artículo 10.2 tiene por objeto responsabilizar al agente que tiene la mejor información para proveer cierto dato necesario para las programaciones, dado su conocimiento. COES debe identificar las posibles inconsistencias en la información que reciba y gestionar su corrección en coordinación con los agentes para la posible corrección, pero la responsabilidad final de cierta información radica en los agentes.

La provisión de información de los agentes en materia de demanda y caudales son variables independientes que alimentan en forma directa dos de los indicadores de máxima relevancia, por su impacto en la programación del sistema. La mejora de la calidad de la información provista por los agentes tiene un impacto directo y crucial sobre los indicadores clave y el cumplimiento de las bandas de tolerancia propuestas.

En consecuencia, se mantendrá la actual redacción de la Norma.

3. Comentarios de Duke Energy Egenor S. en C. por A.

3.1. Comentario 1

Respecto a las bandas de tolerancia se considera que se deben ampliar los rangos y conforme se tengan los resultados ir ajustando de ser preciso.


Las tolerancias fijadas inicialmente obedecen al comportamiento actual de los indicadores, según los datos de los monitoreo disponibles desde el año 2008. Las bandas aplicadas inicialmente no resultan demasiado exigentes, dado que en muchos casos se basan en comportamientos históricos medios reales registrados, que están ya siendo cumplidos. La idea es que al menos se mantenga o mejore la performance de los indicadores, para luego de un cierto periodo se vuelva a recalcular otras bandas mejoradas.



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3.2. Comentario 2

Para el caso de la proyección de caudales, las bandas de desvío aceptable deberían separarse por periodos de avenida y estiaje, ya que en avenida los caudales son muy variados y sus márgenes de error suelen ser mayores, además para el caso de generación eléctrica esta variable tiene mayor relevancia en el estiaje.


Las bandas de tolerancia para los caudales consideran un período de 24 meses móviles. Esto permite englobar en un mismo indicador el comportamiento de dos ciclos de avenidas y dos estiajes, manteniendo el mismo error referencial, siempre basado en el comportamiento real histórico. Tener en cuenta que el concepto de probabilidad de casos exitosos para 24 meses móviles, justamente admite tener una cantidad de pronósticos defectuosos, siempre dentro de la probabilidad fijada como tasa de éxito.

4. Comentarios de Termochilca S.A.

4.1. Comentario 1

En el Artículo 7 “Bandas de Tolerancia” se incluye una tabla con los criterios de desviación y probabilidades aceptados como admisibles. No se menciona la fuente de los valores porcentuales allí indicados. Solicitamos realizar una revisión de dichos valores e indicar su procedencia.


La fuente de información para el cálculo y fijación de los mencionados errores y probabilidades aceptadas en dicha tabla fueron los registros del Monitoreo del Mercado ejecutados desde el año 2008. Toda esta información está disponible en el sitio WEB del COES. Todos estos registros fueron procesados para calcular las curvas de error / probabilidad para cada indicador, lo que permitió posteriormente adoptar esos parámetros.

4.2. Comentario 2

En la sección 10.2 “Infracciones de Agentes” se menciona que OSINERGMIN podrá sancionar a los concesionarios de generación, transmisión y titulares de Autorización que incumplan sus obligaciones como integrantes del COES referida a la entrega de la información a que están obligados. Solicitamos retirar esta sección debido a que el presente procedimiento sólo supervisa las proyecciones de despacho económico que realiza el COES para el mediano y corto plazo. Es decir, en sus proyecciones, el COES podría asumir diversos criterios, por lo que no se deberá sancionar a los agentes por los criterios asumidos por el COES.


El numeral 10.2 sobre infracciones se refiere a los agentes en particular, y las posibles sanciones exclusivamente relacionadas con la información que estos proveen, no por otros resultados de las programaciones. Es decir, se refiere al responsable del dato, ya sean caudales de aporte o pronóstico de demanda de corto plazo para los Grandes Clientes, o sea el caso de información relevante, que incide finalmente en las programaciones en forma significativa. Si bien COES debe gestionar con el agente la posible corrección y ajuste de la información recibida durante el proceso de validación, el responsable final del dato es el agente.

informe de sustento de la nueva norma procedimiento para

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