pr-01 “programación de corto plazo” y el “glosario …...los principales cambios con respecto...

7 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 493-2015-GART

Nuevo Procedimiento Técnico COES PR-15 “Valorización de las

Transferencias de Energía Reactiva” y modificaciones en el

Procedimiento Técnico COES PR-01 “Programación de Corto

Plazo” y el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones

Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”

Análisis de los Comentarios y Sugerencias Recibidos

Lima, agosto de 2015

Osinergmin Informe Nº 493-2015-GART

Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-15 y modificación de PR-01 y Glosario i

Resumen Ejecutivo

El 28 de mayo de 2015 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano, del proyecto de resolución con la propuesta del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-15 “Valorización de las Transferencias de Energía Reactiva” (en adelante “PR-15”) y modificaciones en el Procedimiento Técnico COES PR-01 “Programación de Corto Plazo” (en adelante “PR-01”) y el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC” (en adelante “GLOSARIO”).

La publicación del proyecto del nuevo PR-15 y modificaciones en el PR-01 y el GLOSARIO se efectuó mediante la Resolución N° 103-2015-OS/CD, estableciéndose en la misma un plazo máximo de 15 días calendarios, para la presentación de los comentarios de los interesados.

Dentro del plazo señalado, se recibieron los comentarios de cinco (5) empresas: Luz del Sur S.A.A., Kallpa Generación S.A., Statkraft Perú S.A., Compañía Minera Antamina S.A. y Electronoroeste S.A., los cuales fueron trasladados al COES para su revisión. Como resultado del análisis de la revisión por parte del COES de los comentarios y sugerencias recibido de los interesados, se han efectuado modificaciones al proyecto del nuevo PR-15.

Los principales cambios con respecto al proyecto del nuevo PR-15 son los siguientes:

Se precisó el numeral 6.2.2, donde se establece que la recaudación por exceso de consumo de energía reactiva no esté destinada al propietario de la red de transmisión.

Se agregó el numeral 6.3, donde se incorpora las responsabilidades a las empresas de Transmisión que tengan equipos de reactores, banco de capacitores, SVC y/o compensadores síncronos.

Se agregó dos párrafos al numeral 9.1, donde se establece los pagos de compensación a equipos que brindan compensación reactiva (CECR) a solicitud del COES y cuya inversión no esté regulada por Osinergmin.


Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-15 y modificación de PR-01 y Glosario ii

Se eliminó el numeral 10 “DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA” y se trasladó a la resolución, donde se establece que el nuevo PR-15 entrará en vigencia el 01 de setiembre de 2015 y para la valorización correspondiente al mes de agosto de 2015 será aplicable el Procedimiento N° 15 “Valorización de Transferencias de Energía Reactiva entre Integrantes del COES”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME.


Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-15 y modificación de PR-01 y Glosario Página 1

INDICE

1. ANTECEDENTES ........................................................................................................ 2

2. COMENTARIOS ANALIZADOS .................................................................................. 5

2.1. COMENTARIOS DE ANTAMINA ..............................................................................5 2.1.1. Comentario 1 ...........................................................................................5

2.2. COMENTARIO DE ENOSA ......................................................................................8 2.2.1. Comentario 1 ...........................................................................................8

2.3. COMENTARIO DE LUZ DEL SUR ...........................................................................8 2.3.1. Comentario 1 ...........................................................................................8

2.4. COMENTARIOS DE LA KALLPA ............................................................................ 10 2.4.1. Comentario 1 ......................................................................................... 10 2.4.2. Comentario 2 ......................................................................................... 10 2.4.3. Comentario 3 ......................................................................................... 11 2.4.4. Comentario 4 ......................................................................................... 13

2.5. COMENTARIOS DE STATKRAFT.......................................................................... 14 2.5.1. Comentario 1 ......................................................................................... 14 2.5.2. Comentario 2 ......................................................................................... 16 2.5.3. Comentario 3 ......................................................................................... 17

3. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 18

4. NUEVO PR-15 Y MODIFICACIÓN DEL PR-01 Y GLOSARIO................................... 19



1. Antecedentes

La Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica“ (en adelante “Ley 28832”), estableció en el literal b) de su Artículo 131 como función del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), el elaborar los procedimiento para la operación del SEIN; mientras que en el literal g) de su Artículo 142 se estableció entre otros aspectos, las funciones operativas del COES con relación a determinar y valorizar las transferencias de potencia y energía entre los Agentes integrantes del COES.

Asimismo, mediante el Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante “Reglamento COES”), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1 detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimiento en materia de operación del SEIN, y en su numeral 5.2 determina que el COES debe contar con una "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos", elaborada y aprobada por Osinergmin, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.

Así también, mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (en adelante la “GUÍA”), elaborada de conformidad con los Artículos 5° y 6° del Reglamento COES, estableciéndose en aquella el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES.

Mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME, se aprobó el Procedimiento Nº 15 “Valorización de Transferencias de Energía Reactiva entre Integrantes del

1 Artículo 13.- Funciones de interés público

(…)

b) Elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por OSINERG;

(…) 2 Artículo 14.- Funciones Operativas

(…)

g) Determinar y valorizar las Transferencias de potencia y energía entre los Agentes integrantes del COES

(…)



COES” (en adelante “Procedimiento Nº 15”) y el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC” (en adelante “GLOSARIO”).

Mediante Resolución Nº 061-2012-OS/CD, se aprobó el Procedimiento Técnico COES PR-11 “Reconocimiento de Costos por Regulación de Tensión en Barras del SEIN” (en adelante “PR-11”).

Mediante Resolución Nº 244-2014-OS/CD, se aprobó el Procedimiento Técnico COES PR-01 “Programación de la Operación de Corto Plazo” (en adelante “PR-01”).

Por otro lado, con la evolución del mercado eléctrico del SEIN en los últimos 10 años, se ha evidenciado que el Procedimiento Nº 15, del cual resulta el Informe de Valorización de Transferencia de Energía Reactiva (en adelante “VTER”), actualmente no brinda efectivas señales de mercado, tal que pueda garantizar una operación eficiente de potencia reactiva de las centrales de generación. Asimismo, dicho procedimiento define el costo unitario de la energía reactiva a ser reconocida a los Generadores y puntos específicos de mediciones de energía de las centrales de generación que estuvieron presentes al 2001 (fecha de aprobación del Procedimiento Nº 15); datos que no han sido renovados en el transcurso del tiempo, los cuales han traído claras distorsiones de remuneración, y por tanto, requieren ser actualizados.

Por lo señalado anteriormente, el 28 de enero de 2015 el COES, a través de la carta COES/D-039-2015, remitió a Osinergmin la propuesta del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-15 “Valorización de Transferencias de Energía Reactiva entre Integrantes del COES” (en adelante “PR-15”) y las modificaciones en el PR-01 y el GLOSARIO, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin. Así también, la propuesta incluye la derogación del PR-11, debido a que el numeral 7 está incluido en el nuevo PR-15 y el resto de su contenido en las modificaciones del PR-01 dado que comprende la programación de la operación de corto plazo por regulación de tensión. Por otro lado, la modificación del GLOSARIO es debido a la incorporación de tres nuevos términos usados en el nuevo PR-15.

De conformidad con el numeral 8.1 de la GUÍA, Osinergmin, mediante Oficio N° 0396-2015-GART, remitió al COES las observaciones a la propuesta del nuevo PR-15 y modificaciones del PR-01 y el GLOSARIO, dándole un plazo de veinte (20) días hábiles para subsanar las mismas. En este sentido, el 14 de abril de 2015 el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones, mediante la carta COES/D-167-2015.

Siguiendo con el proceso, el 28 de mayo de 2015, mediante Resolución N° 103-2015-OS/CD, se publicó el proyecto del nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y el GLOSARIO, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, y se otorgó un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.

Dentro del plazo señalado, las empresas Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”), Kallpa Generación S.A. (en adelante “KALLPA”), Statkraft Perú S.A. (en adelante “STATKRAFT”), Compañía Minera Antamina S.A. (en adelante “ANTAMINA”) y Electronoroeste S.A. (en adelante “ENOSA”), presentaron sus comentarios y sugerencias al proyecto del nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y el GLOSARIO.



Con fecha 18 de junio de 2015, mediante Oficio N° 0631-2015-GART, se trasladó al COES de los comentarios y sugerencias realizados por los interesados a la publicación del proyecto del nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y el GLOSARIO, a fin de que dicha organización realice el análisis correspondiente en un plazo de 20 días hábiles.

Con fecha 17 de julio de 2015, el COES remitió a Osinergmin el análisis a los comentarios y sugerencias realizados por los interesados a la publicación del proyecto del nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y el GLOSARIO, con carta COES/D-318-2015, los cuales se analizan en el presente informe.

En este sentido, en el presente informe se analiza tanto los comentarios recibidos de los interesados, como el análisis de los mismos por parte del COES, y se propone la versión definitiva a ser publicada.



2. Comentarios analizados

Por cada aspecto considerado, se resumen los requerimientos y argumentos presentados por las empresas interesadas, así como la respuesta a los comentarios realizados por el COES. Finalmente, se presenta la apreciación final de Osinergmin.

2.1. Comentarios de ANTAMINA

2.1.1. Comentario 1

La publicación del proyecto del nuevo PR-15 “Valorización de las Transferencias de Energía Reactiva” elimina el numeral 7.3 del procedimiento actual y vigente (Procedimiento N° 15), el cual establece lo siguiente:

"Se reconocerá en favor de las empresas de Transmisión, los costos asociados a aquellos equipos que proveen compensación reactiva al SINAC y que no están incluidos en otros mecanismos de pago establecidos, previa aprobación del Directorio del COES. Estos costos estarán limitados a aquellos de compensación de menor costo capaces de brindar un servicio correspondientes a los equipos equivalente"

Este numeral permite que aquellos equipos de transmisión que a la fecha de valorización no perciban ingresos regulados, puedan recibir una compensación por la producción y/o absorción de energía reactiva. Estos equipos pueden ser reactores, banco de capacitores, compensadores síncronos y SVC; que en muchos casos son requeridos por el sistema para regular la tensión, y no sólo por la empresa que los instaló. Cabe señalar que, en caso no se incluya en las transferencias de energía reactiva a los agentes que poseen equipos de compensación reactiva se estaría produciendo un beneficio inapropiado por parte de los generadores, al estar remunerando por energía reactiva (inductiva o capacitiva) aportada por los equipos de los otros agentes del sistema.

Es por ello, que solicitamos que el nuevo procedimiento mantenga el concepto de dicho numeral, pero modificando lo siguiente:

a) Añadir el numeral 6.3:

“6.3 De los Transmisores Integrantes



Presentar la información de producción de energía activa y reactiva de sus equipos de compensación reactiva (reactores, banco de capacitores, SVC y/o compensadores síncronos), tanto de los valores inductivos como capacitivos, en intervalos de quince (15) minutos en su punto de conexión al SEIN. Los titulares de los equipos de medición considerados deberán efectuar el contraste y sincronización de los medidores conforme a lo indicado en el Procedimiento Técnico COES PR-10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.”

b) Modificar el numeral 9.1, añadiendo el siguiente texto al final del párrafo propuesto:

“…Pagos de compensación a equipos de compensación reactiva (CECR)

La energía reactiva inductiva inyectada o absorbida será la medida por los equipos de medición y será valorizada al precio básico de la energía reactiva inductiva del tipo dinámico o precio básico de la energía reactiva capacitiva del tipo dinámico, según corresponda, definido en el Anexo 1…”

c) Modificar el numeral 9.3, quedando de la siguiente manera:

Para cada Generador se determinará su Saldo por Fondo de Energía Reactiva (SFR) como la suma sus CUGFdBR, CECR y Compensaciones por sobrecostos por Operación por Tensión, menos sus FREC, obtenidos en los numerales 9.1 y 9.2 del presente Procedimiento.

Finalmente, el precio a ser considerado deberá ser el mismo establecido para las unidades de generación, ya que la metodología de cálculo del mismo es comparable para estos equipos de compensación reactiva.

Análisis del COES

El Sistema de Transmisión del SEIN está conformado por instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, Sistema Principal de Transmisión, Sistema Complementario de Transmisión y Sistema Secundario de Transmisión, los cuales tienen su sistema de reconocimiento de costos de inversión, operación y mantenimiento ya contemplados en la normatividad vigente (artículos 26, 27 y 28 de la Ley 28832), por tanto, no cabe implementar un mecanismo de pago adicional a lo ya regulado.

Dado que la instalación de equipos de compensación reactiva por parte de cargas particulares sólo sirve para mejorar o mantener la operación de sus propias instalaciones, consideramos que los aportes de reactivos de dichas instalaciones no deben formar parte del mecanismo de pago del PR-15 propuesto.

Por otro lado, no existe un beneficio inapropiado por parte de los generadores por remunerar energía reactiva (inductiva o capacitiva) aportada por los equipos de los otros agentes del sistema, debido a que se contempla que los generadores sean remunerados por la energía reactiva aportada/absorbida por sus mismas unidades generadoras.

Por lo expuesto, sugerimos mantener la propuesta del COES.

Opinión de Osinergmin

Consideramos adecuada en parte la observación de ANTAMINA, en el sentido de incorporar al nuevo PR-15 el criterio contenido en el numeral 7.3 del procedimiento vigente, en el cual se menciona que debe reconocerse a favor de las empresas de Transmisión los costos asociados a aquellos equipos que proveen compensación reactiva al SEIN y que no están incluidos en otros mecanismos de pago establecidos, previa aprobación del Directorio del COES, debido a que estos



equipos puedan ser utilizados por orden expresa del COES, como coordinador, para la operación confiable del SEIN o parte de este. Sin embargo, consideramos que sólo podrá remunerarse por este procedimiento, en caso el COES solicite su operación y la energía reactiva a reconocerse corresponderá al exceso requerido en caso atienda a una demanda específica; en este sentido, es potestad de COES en definir qué equipo es necesario para la operación y en qué momento se remuneran.

Para tal fin, es necesario establecer en el nuevo PR-15, la responsabilidad y compensación de los Transmisores Integrantes que sean propietarios de equipos de compensación reactiva y que estos equipos no sean remunerados por Osinergmin. Luego, debe establecerse el proceso para determinar la energía reactiva a compensarse, así como, la valorización de dicha energía; por lo cual, el Transmisor Integrante deberá alcanzar la mediciones de energía reactiva, cuyos registros serán extraídos de los medidores de energía reactiva, con la finalidad que el COES determine la energía reactiva a compensar y calcular la compensación de esta energía reactiva.

En ese sentido consideramos incluir lo siguiente al nuevo PR-15:

a) Añadir el numeral 6.3:

“6.3 De los Transmisores Integrantes

Presentar la información de producción de energía reactiva de sus equipos de compensación reactiva (reactores, banco de capacitores, SVC y/o compensadores síncronos), tanto de los valores inductivos como capacitivos, en intervalos de quince (15) minutos en su punto de conexión al SEIN. Los titulares de los equipos de medición considerados deberán efectuar el contraste y sincronización de los medidores conforme a lo indicado en el Procedimiento Técnico COES PR-10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.”

b) Agregar al numeral 9.1 el siguiente párrafo :

“Pagos de compensación a equipos de compensación reactiva (CECR)

Para aquellos equipos de compensación reactiva (reactores, banco de capacitores, SVC y/o compensadores síncronos), que no remuneren con un cargo regulado por Osinergmin, la energía reactiva inductiva, sea inyectada o absorbida, a ser compensada, será medida por los equipos de medición y valorizada al precio básico de la energía reactiva inductiva del tipo dinámico o precio básico de la energía reactiva capacitiva del tipo dinámico, según corresponda, definido en el Anexo 1, siempre que sea requerido por el COES.

Para el caso que dichos equipos hayan sido instalados con la finalidad de atender una demanda específica, a la energía reactiva producida por estos equipos se le deberá restar aquella energía reactiva que necesita dicha demanda para tener un factor de potencia de 0,95, cada 15 minutos.”

c) Modificar el numeral 9.3, quedando de la siguiente manera:

Para cada Generador se determinará su Saldo por Fondo de Energía Reactiva (SFR) como la suma sus CUGFdBR, CECR y Compensaciones por sobrecostos por Operación por Tensión, menos sus FREC, obtenidos en los numerales 9.1 y 9.2 del presente Procedimiento.



2.2. Comentario de ENOSA

2.2.1. Comentario 1

En relación a la energía reactiva capacitiva fuera de la Banda Reactiva durante las 24 horas del día (numeral 7.1), se solicita condicionarlo a que se aplique cuando la tensión en la barra de entrega esté en el límite superior de la tolerancia (V+5%).

Esto en razón que algunas generadoras en un sistema con dos o más barras de suministro, tienden a reducir la tensión en su barra de entrega al valor nominal (V) para lo cual entregan energía capacitiva, y causan un doble perjuicio a las cargas con mala calidad de tensión aguas abajo y pago a la generadora.

Otra alternativa sería convocar los registros de las distribuidoras y clientes libres para verificar que dicha energía capacitiva sea producto del consumo de los usuarios.

Análisis del COES

El PR-15 propuesto contempla que se remunere por la energía reactiva capacitiva de cada Unidad de Generación en bornes de generación, ello no debe condicionarse a la tensión obtenida en barras de consumo de los clientes debido a que dicha tensión está relacionada a múltiples factores que no son necesariamente por la operación de una Unidad de Generación.



De acuerdo con la respuesta del COES, debido a que el control de tensión lo realizan en los niveles de generación y barras de alta tensión, mientras que, a nivel de distribución este control de tensión es realizado por las distribuidoras. Por lo tanto, no corresponde modificar la propuesta del nuevo PR-15 publicado debido al presente comentario.

2.3. Comentario de LUZ DEL SUR

2.3.1. Comentario 1

Observación General 1 – Solicitamos que la energía reactiva inductiva y capacitiva a remunerar no considere una banda reactiva

Actualmente en aplicación del Procedimiento N° 15 “Valorización de Transferencias de Energía Reactiva entre Integrantes del COES” se remunera la energía reactiva sin considerar una Banda Reactiva. Consideramos que debería de mantenerse este mismo criterio, con la finalidad de que cada unidad de energía reactiva entregada al SEIN en el periodo de evaluación (establecida en el numeral 7.1 del Proyecto de Procedimiento), sea reconocida económicamente, ya que es parte de la generación de una central eléctrica.

Es posible que al no considerar una Banda Reactiva, la CUGFdBR3 sea mayor al FREC4, para este caso se debe establecer un mecanismo para que el Generador pueda obtener sus ingresos por energía reactiva hasta donde le permita el FREC.

3 Pagos de compensación a Unidades de generación por producción y absorción de energía reactiva fuera de la Banda Reactiva

4 FREC: Fondo recaudado por exceso de consumo de energía reactiva



Por ejemplo, se puede establecer un factor de ajuste igual al cociente del FREC, entre la CUGFdBR. Este factor de ajuste multiplicaría al CUGFdBR de cada Generador.

Esta propuesta implicaría que las compensaciones por Regulación de Tensión sean asumidas por los Generadores en proporción a la energía total que hayan retirado del SEIN para sus Usuarios Libres y Distribuidores en el mes de valorización.

Sin perjuicio de lo anterior, solicitamos que previamente a la publicación del Proyecto de Procedimiento se realice una simulación del cálculo de las Valorizaciones de energía reactiva aplicando dicho procedimiento con datos históricos, a fin de evaluar su impacto en los ingresos de los generadores y si los criterios establecidos permiten determinar un monto similar entre la CUGFdBR y la FREC.

Cabe indicar que mediante el Plan de Transmisión se está gestionando la instalación de compensadores reactivos, por lo que a partir del año 2017 la operación por Regulación de Tensión de una central termoeléctrica será en casos excepcionales.

En el caso que como resultado de aplicar el procedimiento propuesto no se determine montos similares entre la CUGFdBR y la FREC, se solicita revisar y modificar el Factor de Potencia óptimo inductivo y capacitivo.

Análisis del COES

La propuesta de una Banda Reactiva para unidades generadoras se basa en la experiencia del tratamiento dado en otros sistemas en el cual el reactivo constituye un producto a remunerar cuando su producción excede una banda determinada, tal y como se muestra en el siguiente cuadro:



De acuerdo con lo mencionado por el COES, debido a que con la aplicación de la Banda Reactiva solo se remunera al generador que exceda estos márgenes. Por lo tanto, no corresponde modificar la propuesta del nuevo PR-15 publicado debido al presente comentario.



2.4. Comentarios de la KALLPA

2.4.1. Comentario 1

Comentario General

El procedimiento actual, así como, la propuesta del nuevo PR-15, considera la remuneración por regulación de tensión como parte componente de la valorización de transferencias de energía reactiva. Sobre la base de los dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y procedimientos como este, regularmente y por zonas el COES opera el SEIN alterando el despacho normal de las unidades de generación para regular tensión, es importante aclarar que la regulación de tensión y control de reactivos en el sistema de transmisión no es responsabilidad de los generadores sino del propio sistema de transmisión. Osinergmin, así como el COES cuentan con normas y procedimientos para incluir en los planes de inversión de sistemas de transmisión principal así como de los sistemas secundarios, la implementación de bancos de condensadores, reactores, compensadores síncronos para regular tensión; en este sentido, el COES debería regular tensión con unidades de generación solamente en casos extremos.

En línea con lo indicado anteriormente, destacamos que la regulación de tensión no debería liquidarse entre generadores sino que debe ser asumida directamente por la demanda que es finalmente la beneficiada al disponer de un adecuado perfil de tensiones así como suficiente energía reactiva para la operación de sus instalaciones.

Análisis del COES

Las normas tarifarias vigentes establecen un cargo a la demanda por consumos de Energía Reactiva superiores a un porcentaje del consumo de Energía Activa, el cual sirve de mecanismo para brindar señales de precio a la demanda (Usuarios Libre y Distribuidores) de tal forma que se establezca un incentivo para que ésta evite excesos o reduzca el consumo de reactivos.

Actualmente, no existe otro cargo o mecanismo regulatorio, que permita trasladar el SFRT a la demanda, no siendo el Procedimiento Técnico propuesto un instrumento jurídico adecuado para el establecimiento de dichos cargos, toda vez que según lo establece el Decreto Legislativo N° 757, se requiere de una ley para fijar tarifas.

Asimismo, debe tenerse en cuenta que de acuerdo a lo establecido en los artículos 107° y 108° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el alcance de la presente propuesta de procedimiento debe limitarse a determinar las transferencias de energía reactiva y los correspondientes pagos entre los Generadores Integrantes.



De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no corresponde modificar la propuesta del nuevo PR-15 publicado debido al presente comentario.

2.4.2. Comentario 2

Comentario Específico 1

Según se dispone en el numeral 4 del proyecto del nuevo PR-15, ésta se realizará mensualmente y será presentada en la misma oportunidad del “Informe de Valorización de las Transferencias de Energía Activa” aprobado en aplicación del



Procedimiento Técnico COES PR-10. Con respecto a lo que establece el PR-10, en el numeral 8.1.

“8.1. El COES publicará en su Portal de Internet el informe preliminar de VTEA en el octavo (08) día calendario del mes siguiente al de valorización (…)”

Del extracto anterior se entiende que bajo esta consideración el informe preliminar de VTER deberá ser presentado en el octavo (08) día calendario.

Esta última consideración no se contempla en el numeral 9.1 del proyecto del nuevo PR-15:

“9.1. El COES publicará en su portal de internet el Informe preliminar de VTER hasta las 12 horas del noveno (09) día calendario del mes siguiente de valorización (…)”

Por lo tanto, se sugiere se corrija la redacción del numeral 9.1 debiendo publicarse el octavo (08) día calendario del mes siguiente al de valorización, de acuerdo a lo que se dispone en el numeral 4 del proyecto del nuevo PR-15.

Análisis del COES

Según se indica en el numeral 4, el Informe de Valorización de Transferencias de Energía Reactiva (VTER) será presentado en la misma oportunidad en que se presenta el Informe de Valorizaciones de Transferencia de Energía Activa (VTEA), esto es el día 10 calendario del mes siguiente al de valorización, que si resultase sábado, domingo o festivo, corresponderá al primer día hábil siguiente. Dicho numeral 4 no se está refiriendo al proceso de elaboración del informe, el cual contempla la publicación de un informe preliminar del mismo (numeral 9.1) con fines de que las empresas presenten sus observaciones previo a la aprobación del informe VTER.



De acuerdo con la respuesta del COES, en el sentido que la aprobación de las transferencias de energía activa y reactiva se realiza el día 10 calendario del mes siguiente. Por lo tanto, no corresponde modificar la propuesta del nuevo PR-30 publicado debido al presente comentario.

2.4.3. Comentario 3


Según Disposición Complementaria Transitoria, se considerará como precio base de la energía reactiva inductiva y capacitiva de tipo dinámico, un valor vigente de 0,001112 US$/kVARh utilizado en las Transferencias de Energía Reactiva.

Al respecto manifestamos que debido a que dicho precio viene de un cálculo tomando como referencia un banco de capacitores (30 MVAR), ésta no reflejaría la verdadera compensación a realizar a los Generadores por el aporte de Energía Reactiva en el tiempo de transición (3 primeros meses de aplicación del presente procedimiento), ya que para el presente procedimiento el precio se determinará tomando como base un Compensador Síncrono de 30 MVAR, cuyo costo de inversión resulta ser superior al de un banco de capacitores.

Adicionalmente la misma disposición complementaria indica que ambos precios deberán considerarse iguales (energía reactiva inductiva y capacitiva) condición que es errónea, dado que de acuerdo a las fórmulas del procedimiento del Anexo 1, el tiempo considerado para cada una de ellas no son los mismos.



Por lo que se sugiere que se establezca tanto para la energía reactiva inductiva de tipo dinámico como la de energía reactiva capacitiva de tipo dinámico, un valor de precio base calculado de acuerdo al anexo 1 desde la entrada en vigencia del procedimiento y no tomar un valor transitorio por los argumentos indicados en los párrafos anteriores.

Análisis del COES

Se plantea como nueva propuesta, considerar un equipo de compensación reactiva que figure en los módulos estándares determinados por Osinergmin y que el nuevo PR-15 debe entrar en vigencia desde el primer día calendario siguiente a su publicación, para lo cual sugerimos las siguientes modificaciones a la propuesta:

"10. DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA

Para los tres primeros meses de aplicación del presente Procedimiento Técnico, se considerará como precio básico de la energía reactiva inductiva de tipo dinámico y precio básico de la energía reactiva capacitiva de tipo dinámico, un valor igual al vigente, esto es 0,001112 US$/kVARh. En dicho plazo el COES deberá realizar un estudio en el cual determine los precios de mercado señalados en el Anexo 1.

El presente Procedimiento Técnico entrará en vigencia el primer día calendario del mes siguiente a la fecha de su publicación, con lo cual quedará derogado el Procedimiento No 15 "Valorización de las Transferencias de Energía Reactiva entre Generadores integrantes del COES" aprobado mediante Resolución Ministerial N°143-2001-EM/VME. En consecuencia, será aplicable a la valorización de dicho mes, mientras que para la valorización del mes anterior se aplicará la norma vigente

(…)

ANEXO 1

CRITERIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA REACTIVA

Para la determinación de los precios básicos utilizados en las transferencias de energía reactiva se determinará a partir de la anualidad del costo de inversión de un compensador sincrónico Módulo SVC de 30 MVAR en 2260 kV ubicado en la costa y su celda de conexión respectiva, dicho costo corresponderá a lo indicado en los módulos estándares determinados por Osinergmin, en caso existiese más de un módulo bajo las mismas características descritas, se considerará el promedio aritmético simple en caso no esté disponible dicha información, el COES utilizará costos estándares del mercado (...)”


De acuerdo con lo mencionado por el COES, en el sentido que para valorizar la energía reactiva se ha considerado como base la valorización de un SVC de 30 MVAR en 60 kV ubicado en la costa, tal como está considerado en los actuales Módulos Estándares establecidos por Osinergmin. Asimismo, no es necesario separar la valorización de la energía reactiva inductiva y energía reactiva capacitiva, como solicitan en el comentario, debido a que un SVC brinda ambas energías reactivas dependiendo del requerimiento del SEIN.

Por otro lado, se considera adecuado trasladar la “DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA” a la Resolución que aprueba el nuevo PR-15



y las modificaciones en el PR-01 y el GLOSARIO. Por lo tanto, el numeral 10 quedará eliminado y se agregará lo siguiente en la resolución:

“DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA

Única.- El presente Procedimiento Técnico COES entrará en vigencia el 01 de setiembre de 2015. Para la valorización correspondiente al mes de agosto de 2015 será aplicable el Procedimiento N° 15 “Valorización de Transferencias de Energía Reactiva entre Integrantes del COES”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME.”

Asimismo, el Anexo 1 quedará redactado de la siguiente forma:

“ANEXO 1


Para la determinación de los precios básicos utilizados en las transferencias de energía reactiva se determinará a partir de la anualidad del costo de un módulo SVC de 30 MVAR en 60 kV ubicado en la Costa y su celda de conexión respectiva; dicho costo corresponderá a lo indicado en los módulos estándares determinados por Osinergmin, en caso existiese más de un módulo bajo las mismas características descritas, se considerará el promedio aritmético simple (…)”

2.4.4. Comentario 4


El numeral 9.2 en el que se determinan los pagos por compensación a las unidades de generación por los sobrecostos incurridos por Operación por Tensión, se observa que el texto fue extraído parcialmente del numeral 7 del PR-11.

Sugerimos que el presente proyecto del nuevo PR-15, tome en cuenta todos los criterios de compensación establecidos en el PR-11, tales como la compensación en Barras del Sistema Principal y/o Garantizado y en barras del Sistema Secundario y/o Complementario, estos últimos que actualmente se vienen considerando en las Transferencias de Energía Reactiva al no haber un acuerdo entre las partes involucradas para la compensación en este sistema.

En este sentido, proponemos reemplazar los numeral 9.2 y 9.3 por el siguiente numeral:

“9.2 Para cada Generador se determinará su Saldo por Fondo de Energía Reactiva (SFR) como la suma sus CUGFdBR y Compensaciones por sobrecostos por Operación por Tensión calculado de acuerdo al numeral 7 del Procedimiento técnico COES N° 11, menos sus FREC.”

Análisis del COES

En los procedimientos vigentes notamos que existen distintos criterios de pagos de compensaciones a Unidades de Generación por sobrecostos por Operación por Tensión: i) en el PR-15 vigente se indica que las operaciones para barras del Sistema Principal y/o Garantizado de Transmisión (en adelante “SPT/SGT”) son cubiertas mediante el FCR y en caso exista un déficit económico, será cubierta por los Generadores en proporción a su energía activa generada en los periodos de punta reactiva; ii) en el PR-11 vigente se indica que las operaciones para barras del Sistema Secundario y/o Complementario (en adelante “SST/SCT”) son cubiertas conforme al acuerdo que lleguen las partes involucradas y en caso no sea



informado un acuerdo al COES, se cubrirán en proporción a la energía retirada por los Generadores en las barras involucradas.

Adicionalmente, debemos mencionar inconvenientes identificados en la aplicación: i) no existe una red continua del SPT/SGT y SST/SCT, la cual hace compleja la identificación de Operar por Tensión en uno u otro sistema; ii) desde la vigencia del PR-11 no se ha reportado acuerdo alguno entre las partes involucradas para el pago de compensaciones por Operación de Tensión en barras del SST/SCT, y iii) la recaudación que un suministrador realiza por un cliente ubicado en barras del SST/SCT es utilizada sólo para compensaciones por Operación por Tensión en barras el SPT/SGT, y no se contempla cubrir los pagos que deba realizar dicho suministrador por las compensaciones por Operación de Tensión asociadas a las barras del SST/SCT donde esté ubicado el cliente.

El nuevo PR-15 propuesto unifica los criterios de compensación por sobrecostos por la Operación por Tensión en barras del SPT/SGT y en barras del SST/SCT debido a que es un solo sistema, asimismo aborda los inconvenientes mencionados, para ellos la propuesta considera que las recaudaciones por consumos de energía reactiva de los clientes cubran la valorización de la producción de energía reactiva fuera de la Banda Reactiva y la Operación por Tensión de todas las Unidades de Generación, en caso exista un déficit económico será cubierto por todos los Generadores en proporción a sus retiros de energía activa.



De acuerdo con la respuesta del COES, en el sentido que dentro del PR-15 se está unificando como se compensa la energía reactiva. Por lo tanto, no corresponde modificar la propuesta del nuevo PR-15 publicado debido al presente comentario.

2.5. Comentarios de STATKRAFT

2.5.1. Comentario 1

El numeral 6.2.2 del proyecto del nuevo PR-15 indica lo siguiente: “(...) Los Generadores informarán al COES el exceso por consumo de energía reactiva de todos sus clientes según normativa (Resolución N° 015-95-P/CTE, Resolución N° 1089-2001-OS/CD y modificatorias) y su valorización considerando el Cargo por exceso de energía reactiva (S/./kVARh) vigente en el mes de valorización, establecido por el Osinergmin.” (el subrayado es nuestro). Al respecto, consideramos que de acuerdo a las referidas resoluciones, la obligación por parte de los generadores de informar los excesos de energía reactiva de todos sus clientes carece de sustento legal. La Resolución N° 015-95-P/CTE, en su numeral 9 del Artículo Primero establece que “(...) los cobros efectuados por los vendedores [generadores] por concepto de Compensación Reactiva servirán para cubrir los costos por compensación efectuados por los generadores y transmisores del sistema, de acuerdo a lo previsto en el artículo 108° del Reglamento de la Ley.”. Como puede observarse, los montos cobrados únicamente a las empresas de distribución (la resolución mencionada refiere a distribuidoras), por sus excesos de energía reactiva, son los que deben utilizarse para cubrir los costos en los que incurren los generadores y transmisores por brindar compensación reactiva. En tal sentido, la inclusión de los montos cobrados a los clientes libres por dicho concepto contraviene la normativa vigente. El numeral 10 de las disposiciones transitorias de la Resolución N° 1089-2001-OS/CD |indica: “(...) Los consumidores libres están



sujetos a los cargos por el exceso en el consumo de energía reactiva fijado en la Resolución de Distribución [es decir el CER]. El íntegro de la recaudación que se efectúe por el consumo de energía reactiva forma parte de la compensación a ser pagada al propietario de las redes donde se encuentre localizado el Cliente Libre.” (el subrayado es nuestro). Por tal motivo, considerar los montos transferidos por los generadores a los titulares de transmisión y/o distribución (de acuerdo a la normativa) dentro del Fondo recaudado por exceso de consumo de energía reactiva (FREC) conllevaría a un perjuicio económico por parte de las empresas generadoras. En tal sentido, sugerimos modificar el numeral 6.2.2 del Proyecto según el siguiente texto:

“6.2.2. Los Generadores informarán al COES el exceso por consumo de energía reactiva de sus clientes regulados según normativa (Resolución N° 015-95-P/CTE, Resolución N° 1089-2001-OS/CD y modificatorias) y su valorización considerando el Cargo por exceso de energía reactiva (S/./kVARh) vigente en el mes de valorización, establecido por el Osinergmin.”

Análisis del COES

La Resolución N° 089-2001-OS/CD contempla el caso de clientes libres ubicados en una red de distribución o en un SST/SCT, para los cuales las recaudaciones por consumo de energía reactiva forman parte de las compensaciones de dichas redes, sin embargo no aborda el caso de la recaudación por consumo de energía reactiva a clientes libres que se conectan directamente en barras del SPT/SGT. De considerar la propuesta planteada por STATKRAFT significaría que el Generador suministrador retenga para sí lo que recaude de sus clientes, a pesar que pueda ser necesario operar Unidades de Generación para regular la tensión barras donde se conecte dicho cliente.

Complementariamente, en el numeral 6.2.2 del PR-15 propuesto, se indica que los Generadores deben informar los excesos de todos sus clientes por consumo de energía reactiva según normativa, por consiguiente, el Generador suministrador debe considerar que los excesos por consumo de energía reactiva de sus clientes libres ubicados en una red de distribución o en un SST/SCT no deben ser considerados en sus declaraciones al COES, debido a que ya es pagado al titular de la instalación.

Cabe indicar que la modificación sugerida se encuentra acorde con lo establecido en el Artículo 108° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, que ha sido desarrollado complementariamente con las Resoluciones N° 1089-2001-OS/CD y N° 015-95-P/CTE, ambas aprobada por el Osinergmin. Por lo que, en caso, Osinergmin aceptara esta propuesta, estaría contenida en una norma de igual rango legal por ser los procedimiento técnicos del COES aprobados mediante resolución del Consejo Directivo del Osinergmin.

Por consiguiente, para ser más precisos sugerimos modificar el numeral 6.2.2 de la manera siguiente:

“6.2.2. Los Generadores informarán al COES el exceso por consumo de energía reactiva de todos sus clientes, según normativa, cuya recaudación asociada no esté destinada al titular de la red donde se encuentra localizado el cliente (conforme Resolución N° 015-95-P/CTE, Resolución N° 1089-2001-OS/CD y modificatorias); y su la valorización de dichos excesos considerando el Cargo por exceso de energía reactiva (S/./kVARh) vigente en el mes de valorización, establecido por el Osinergmin.”




De acuerdo con lo indicado por el COES.

El numeral 6.2.2 del Procedimiento PR-15 quedará redactado de la siguiente manera:

“6.2.2. Los Generadores informarán al COES el exceso por consumo de energía reactiva de todos sus clientes, cuya recaudación asociada no esté destinada al titular de la red donde se encuentra localizado el cliente (conforme a las Resoluciones N° 015-95-P/CTE, N° 1089-2001-OS/CD y modificatorias); y la valorización de dichos excesos considerando el Cargo por exceso de energía reactiva (S/./kVARh) vigente en el mes de valorización, establecido por el Osinergmin.”

2.5.2. Comentario 2

El numeral 7.1 del proyecto del PR-15 establece que la remuneración mensual percibida por los generadores será sobre la base de la energía reactiva inductiva fuera de la Banda Reactiva en el periodo de Punta Reactiva y la energía capacitiva fuera de la Banda Reactiva durante las 24 horas del día, excluyendo los periodos en los cuales haya operado en pruebas. Asimismo, en dicho numeral se indica la fórmula matemática para determinar la energía reactiva inductiva o capacitiva fuera de la Banda Reactiva. Esta es:

Donde

: Energía reactiva inductiva o capacitiva fuera de la Banda Reactiva.

: Energía reactiva inductiva o capacitiva correspondiente a la Unidad generadora.

: Energía activa correspondiente a la Unidad Generadora.

fp : Factor de potencia exigido en la Banda Reactiva, lado inductivo o lado capacitivo, según la Unidad generadora haya generado Energía reactiva inductiva o capacitiva.

tan : Función tangente.

arccos : Función arcocoseno

(el subrayado es nuestro). Al respecto, consideramos que el nuevo criterio para remunerar de la energía reactiva proporcionada por los generadores no es equitativo, al discriminar qué reactivos serán compensados. En forma similar a la valorización de energía activa, todos los reactivos entregados o absorbidos por las unidades de generación deberían ser reconocidos, pues estos contribuyen directamente al equilibrio entre la demanda y la oferta. Asimismo, el establecimiento de un único factor de potencia, exigido para medir la energía reactiva que será remunerada, pasa por alto las particularidades que cada unidad generadora tiene respecto de una operación con mayor producción de reactivos. Dicha operación conllevaría en muchos casos a que se vean aminoradas las entregas de energía activa, incrementando así el costo de operación del sistema. Por tal motivo, creemos conveniente que la actual metodología empleada, que reconoce todos los reactivos entregados (en las horas de penalización) por los generadores, se mantenga vigente en este nuevo PR-15. En todo caso, y sin perjuicio de lo anteriormente expresado, sugerimos tomar en cuenta un factor de potencia para la Banda Reactiva, propio de cada unidad generadora y acorde a su curva de capabilidad. De esa forma, la medición de reactivos que serían remunerados estaría acorde a la operación real del sistema.



Análisis del COES

No resulta discriminatorio que sólo la energía reactiva fuera de la Banda Reactiva sea remunerada, pues se estaría remunerando por los reactivos que efectivamente son necesarios por el sistema y que contribuyen a compensar la disminución de producción de energía activa de una unidad de generación que opera en factores de potencia fuera de dicha banda.

Respecto a lo indicado en la observación que reconocer todos los reactivos entregados o absorbidos contribuye al equilibrio entre la demanda y la oferta, consideramos que es exactamente lo que la propuesta del PR-15 pretende hacer pues las recaudaciones a la demanda consideran bloques de consumos de energía reactiva sin cargo alguno, que es equivalente a no considerar remuneración por energía reactiva producida a Unidades generadoras en los periodos que opere dentro de la Banda Reactiva.

En lo referente a considerar un factor de potencia propio de cada Unidad Generadora, consideramos que el Procedimiento Técnico debe tener características genéricas de manera tal que brinde señales claras para la remuneración y operación del sistema.

Por lo expuesto, sugerimos mantener la propuesta del COES


De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no corresponde modificar la propuesta del nuevo PR-15 publicado debido al presente comentario.

2.5.3. Comentario 3

El numeral 10 del proyecto del PR-15 establece lo siguiente: “(...) Para los tres primeros meses de aplicación del presente Procedimiento Técnico, se considerará como precio básico de la energía reactiva inductiva de tipo dinámico y precio básico de la energía reactiva capacitiva de tipo dinámico, un valor igual al vigente, esto es 0,001112 US$/kVARh. En dicho plazo el COES deberá realizar un estudio en el cual determine los precios de mercado señalados en el Anexo 1.” (...). Al respecto, consideramos que la aplicación dicho numeral no permitiría a los generadores recibir una verdadera compensación por su aporte de energía reactiva, pues los 0,001112 US$/kVARh provinieron de un cálculo en el que se tomó como referencia un banco de capacitares de 30 MVAR. Sin embargo, dado que el Proyecto señala que el nuevo precio se determinará tomando como base un Compensador Síncrono de 30 MVAR, cuyo costo de inversión es significativamente mayor al del banco de condensadores, los generadores se verían perjudicados económicamente por tal disposición. Asimismo, dicho numeral señala que tanto el precio básico de energía reactiva inductiva de tipo dinámico, como el de energía reactiva capacitiva de tipo dinámico serán iguales en el periodo de transición. Tal consideración contradice la metodología señalada en el Anexo 1 del Proyecto, pues los tiempos de amortización para determinar ambos precios son distintos. Por tal motivo, sugerimos retirar dicho numeral del presente proyecto y aplicar lo mencionado en su Anexo 1.

Análisis del COES

Ver respuesta al Comentario 3 de KALLPA (numeral 2.4.3 del presente informe).


Ver Opinión de Osinergmin al Comentario 3 de KALLPA (numeral 2.4.3 del presente informe).



3. Conclusiones

Después de haberse analizado los comentarios al proyecto del nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y el GLOSARIO, recibidos de los interesados, así como el análisis del COES a estos comentarios, se recomienda proceder a la aprobación de las modificaciones correspondientes de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento COES y en la GUÍA, considerando lo siguiente:

1. Tomando en consideración la evaluación efectuada por Osinergmin, que se aprecia en el capítulo 2 del presente informe, corresponde efectuar ajustes al proyecto del nuevo PR-15 en los numerales 6.2.2, 9.1, 10 y Anexo 1; así también, incorporar el numeral 6.3. Es así que la versión propuesta a aprobar del referido procedimiento, considerando los ajustes en mención, se presenta en el numeral 4 del presente informe.

2. Se deberá derogar el Procedimiento Nº 15 aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME.

3. Se deberá derogar el Procedimiento Técnico COES PR-11 “Reconocimiento de Costos por Regulación de Tensión en Barras del SEIN” aprobado mediante Resolución N° 061-2012-OS/CD.



4. Nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y GLOSARIO

El presente capítulo muestra la versión final de la propuesta del nuevo PR-15 (ver Anexo A) y modificación del PR-01 (ver Anexo B) y el GLOSARIO (ver Anexo C), a consecuencia del análisis de los comentarios realizados por los interesados al proyecto del nuevo PR-15 y modificación del PR-01 y el GLOSARIO, publicado mediante Resolución Nº 103-2015-OS/CD.

[jmendoza]

/pch



ANEXO A



1. OBJETIVO

Determinar y valorizar las transferencias de energía reactiva entre Generadores Integrantes del COES.

2. BASE LEGAL

El presente Procedimiento Técnico se rige por las siguientes disposiciones legales y sus respectivas normas concordantes, modificatorias y/o sustitutorias:

2.1. Decreto Ley N° 25844.- “Ley de Concesiones Eléctricas”

2.2. Ley N° 28832.- “Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”

2.3. Decreto Supremo N° 009-93-EM.- “Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas”

2.4. Decreto Supremo N° 027-2008-EM.- “Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES)”

2.5. Ley N° 23560 – “Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú”

2.6. Resolución OSINERG N° 1089 – 2001-OS/CD.- “Procedimiento para la Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres”

2.7. Resolución N° 015-95-P/CTE o aquellas que la sustituyan

3. PRODUCTO

Informe de Valorización de Transferencias de Energía Reactiva (VTER).

4. PERIODICIDAD

Mensual, a ser presentado en la misma oportunidad del Informe de Valorización de las Transferencias de Energía Activa aprobado en aplicación del Procedimiento Técnico COES PR-10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES” o el que lo reemplace o sustituya.

5. DEFINICIONES

Para la aplicación del presente Procedimiento, los términos en singular o plural que se inicien con mayúscula se encuentran definidos en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME o la que lo sustituya; así como en la normativa citada en la Base Legal.

En todos los casos, cuando se citen procedimientos técnicos o cualquier otro dispositivo legal en el presente Procedimiento, se entenderá que incluyen sus normas modificatorias y sustitutorias.

6. RESPONSABILIDADES

6.1. Del COES

COES SINAC PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN

ECONÓMICA DEL SEIN PR-15

VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA

Aprobado por Osinergmin, mediante Resolución N° XXX-2015-OS/CD del XX de agosto de 2015.



6.1.1. Emitir y publicar el Informe de VTER de acuerdo a lo establecido en el presente Procedimiento Técnico.

6.1.2. Evaluar la información remitida por los Integrantes, y en caso de falta y/o inconsistencias en la misma, emplear la mejor información disponible.

6.1.3. Informar al Osinergmin sobre los incumplimientos de los Integrantes al presente Procedimiento para efectos de iniciar el procedimiento administrativo sancionador a que hubiere lugar.

6.2. De los Generadores Integrantes

6.2.1. Presentar la información de producción de energía activa y reactiva de sus unidades de generación en intervalos de quince (15) minutos en bornes de generación. Los titulares de los equipos de medición considerados deberán efectuar el contraste y sincronización de los medidores conforme a lo indicado en el Procedimiento Técnico COES PR-10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.

6.2.2. Los Generadores informarán al COES el exceso por consumo de energía reactiva de todos sus clientes, cuya recaudación asociada no esté destinada al titular de la red donde se encuentra localizado el cliente (conforme a las Resoluciones N° 015-95-P/CTE, N° 1089-2001-OS/CD y modificatorias); y la valorización de dichos excesos considerando el Cargo por exceso de energía reactiva (S/./kVARh) vigente en el mes de valorización, establecido por el Osinergmin.

6.2.3. Son responsables por la calidad y la veracidad de la información remitida al COES.

6.3. De los Transmisores Integrantes

Presentar la información de producción de energía reactiva de sus equipos de compensación reactiva (reactores, banco de capacitores, SVC y/o compensadores síncronos), tanto de los valores inductivos como capacitivos, en intervalos de quince (15) minutos en su punto de conexión al SEIN. Los titulares de los equipos de medición considerados deberán efectuar el contraste y sincronización de los medidores conforme a lo indicado en el Procedimiento Técnico COES PR-10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.

7. PREMISAS

7.1. Para las Unidades de Generación, se efectuará la remuneración mensual de la energía reactiva inductiva fuera de la Banda Reactiva en el Periodo de Punta Reactiva y la energía reactiva capacitiva fuera de la Banda Reactiva durante las 24 horas del día, excluyendo a aquellos periodos en los cuales la Unidad de generación haya operado por pruebas.

Donde la energía reactiva inductiva o capacitiva fuera de la Banda Reactiva, para cada periodo de quince minutos de los periodos de remuneración, corresponde a:

Donde

: Energía reactiva inductiva o capacitiva fuera de la Banda Reactiva.

: Energía reactiva inductiva o capacitiva correspondiente a la Unidad generadora.

: Energía activa correspondiente a la Unidad Generadora.



fp : Factor de potencia exigido en la Banda Reactiva, lado inductivo o lado capacitivo, según la Unidad generadora haya generado Energía reactiva inductiva o capacitiva.

tan : Función tangente.

arccos : Función arcocoseno

7.2. En el caso que un Generador Integrante no entregue la información en los plazos señalados o ésta no se sujete al presente Procedimiento Técnico, el COES usará provisionalmente la mejor información disponible a efectos de cerrar el VTER, informando de ello a Osinergmin. Posteriormente, el COES deberá efectuar los ajustes que correspondan en la siguiente valorización.

7.3. Para efecto del ajuste antes mencionado, la información faltante o corregida deberá ser presentada al COES por parte de los Generadores, a más tardar el día 25 calendario del mes siguiente al de valorización, caso contrario, se informará a Osinergmin, a fin de aplicar el numeral 11 del presente Procedimiento Técnico y el criterio provisional empleado será definitivo.

8. INFORMACIÓN

8.1. Medios

La información requerida en el marco del presente Procedimiento, será remitida al COES mediante correo electrónico acreditado ante el COES y dedicada especialmente para este fin u otro medio electrónico establecido por el COES.

8.2. Información a ser remitida por los Generadores Integrantes



Los Generadores deberán entregar al COES, la información indicada en los numerales 6.2.1 y 6.2.2 del presente Procedimiento, dentro de los cinco (05) primeros días calendarios del mes siguiente al de valorización.

8.3. Información elaborada por el COES

El COES mantendrá actualizada en su Portal de Internet, la siguiente información:

Los precios básicos de la energía reactiva en los plazos establecidos en el presente Procedimiento Técnico de acuerdo a los criterios que se detallan en el Anexo 1. Los precios básicos utilizados en las transferencias de energía reactiva son:

8.3.1. El precio básico del reactivo inductivo del tipo dinámico, aplicado para el Periodo de Punta Reactiva.

8.3.2. El precio básico del reactivo capacitivo del tipo dinámico, aplicado para las 24 horas del día.

Los valores aplicables de estos precios tendrán una vigencia de dos (02) años. Se aplicará en moneda nacional considerando el tipo de cambio (valor venta) para el Dólar de Estados Unidos de América, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, valor venta al último día hábil del mes en valorización.

9. PROCEDIMIENTO

9.1. El COES publicará en su Portal de Internet el Informe preliminar de VTER hasta las 12 horas del noveno (09) día calendario del mes siguiente de valorización, considerando para ello lo siguiente:

Fondo recaudado por exceso de consumo de energía reactiva (FREC)

Cada Integrante declarará los excesos de consumo de energía reactiva inductiva y capacitiva asociados a los consumos de sus clientes de acuerdo al numeral 6.2.2 del presente Procedimiento Técnico y su valorización considerando el Cargo por exceso de energía reactiva (S/./kVARh) vigente en el mes de valorización, establecido por el Osinergmin.

El FREC será la sumatoria de los montos valorizados en el párrafo anterior.

Pagos de compensación a Unidades de generación por producción y absorción de energía reactiva fuera de la Banda Reactiva (CUGFdBR)

La energía reactiva inductiva inyectada o absorbida fuera de la Banda Reactiva será determinada según el numeral 7.1 y será valorizada al precio básico de la energía reactiva inductiva del tipo dinámico o precio básico de la energía reactiva capacitiva del tipo dinámico, según corresponda, definido en el Anexo 1.

Pagos de compensación a equipos de compensación reactiva (CECR)

Para aquellos equipos de compensación reactiva (reactores, banco de capacitores, SVC y/o compensadores síncronos), que no remuneren con un cargo regulado por Osinergmin, la energía reactiva inductiva, sea inyectada o absorbida, a ser compensada, será medida por los equipos de medición y valorizada al precio básico de la energía reactiva inductiva del tipo dinámico o precio básico de la energía reactiva capacitiva del tipo dinámico, según corresponda, definido en el Anexo 1, siempre que sea requerido por el COES.

Para el caso que dichos equipos hayan sido instalados con la finalidad de atender una demanda específica, a la energía reactiva producida por estos equipos se le deberá restar aquella energía reactiva que necesita dicha demanda para tener un factor de potencia de 0,95, cada 15 minutos.



9.2. Se determinarán los pagos por compensación a las Unidades de generación por los sobrecostos incurridos por Operación por Tensión conforme a lo siguiente:

Donde

Comp : Compensación por Operación por Tensión

q : Cada período de 15 minutos de la Operación por Tensión de la Unidad de Generación Térmica.

Q : Número total de períodos q del mes de valorización correspondiente a la Operación por Tensión de la Unidad de Generación Térmica.

Eq : Energía entregada por la Unidad de Generación Térmica en cada q de la Operación por Tensión (kWh).

CVten

: Costo Variable promedio de la Unidad de Generación Térmica durante el período calificado como Operación por Tensión (S/./kWh).

Se calcula considerando que la potencia de operación promedio P se determina como:

P = Σ Eq / tten

ΣEq : Energía total inyectada por la Unidad de Generación Térmica durante el período de Operación por Tensión (kWh).

tten

: Tiempo de Operación por Tensión de la Unidad de Generación Térmica (h).

CMgq : Costo marginal de corto plazo en bornes de generación de la Unidad de Generación

Térmica en el intervalo q durante el periodo de Operación por Tensión (S/./kWh).

Los sobrecostos incluirán también las compensaciones, los Costos de arranque - parada y de baja eficiencia Rampas Incremento y Disminución de Generación, aplicado al período en que la Unidad de Generación fue calificada por el COES como Operación Por Tensión.

9.3. Para cada Generador se determinará su Saldo por Fondo de Energía Reactiva (SFR) como la suma sus CUGFdBR, CECR y Compensaciones por sobrecostos por Operación por Tensión, menos sus FREC, obtenidos en los numerales 9.1 y 9.2 del presente Procedimiento.

9.4. Se determinará el Saldo por Fondo de Energía Reactiva Total (SFRT) de la suma de los Saldos por Fondo de Energía Reactiva de todos los Generadores.

Si SFRT es negativo, dicho saldo será asignado a los Generadores en proporción a sus montos mensuales FREC recaudados.

Si SFRT< 0:

Donde

SAFRi : Saldo asignado al Generador i

SFRT : Saldo por Fondo de Energía Reactiva Total

FRECi : Fondo recaudado por exceso de consumo de energía reactiva por el Generador i

FRECj : Fondo recaudado por exceso de consumo de energía reactiva por el Generador j



Si SFRT es positivo, los Generadores aportarán los saldos asignados acumulados de los meses anteriores (SAFRi) hasta que dichos saldos acumulados sean igual a cero, debiendo aportar con prioridad los meses más antiguos. De ser insuficiente dichos saldos asignados para cubrir el SFRT, el monto faltante será cubierto por los Generadores en proporción a la energía activa total que hayan retirado del SEIN para sus Usuarios Libres y Distribuidores en el mes en valorización.

9.5. Para cada Generador se determinará su Saldo de Transferencias Reactivo Neto como la suma de los saldos obtenidos en los numerales 9.3 y 9.4 del presente Procedimiento. Ver ejemplo de aplicación en el Anexo 2.

9.6. Para determinar los pagos mensuales que debe efectuar cada Generador económicamente deficitario a los Generadores económicamente excedentarios, se debe prorratear su Saldo de Transferencias Reactivo Neto en la proporción en que cada uno de éstos participe en el Saldo positivo total.

9.7. Los Generadores podrán presentar sus observaciones al Informe preliminar de VTER al COES hasta las 12 horas del décimo (10) día calendario del mes, que si resulta en sábado, domingo o feriado nacional, se entenderá referido al primer día hábil siguiente.

9.8. El COES publicará el Informe VTER, en su Portal de Internet el décimo (10) día calendario del mes.

En la misma fecha, el COES efectuará la notificación del referido Informe VTER, así como el respectivo enlace a su Portal de Internet. Para este efecto realizará la notificación vía correo electrónico a todos sus Integrantes. Esta notificación por correo electrónico se entiende efectuada al día hábil siguiente de remitido el referido correo a la dirección que, según sus Estatutos, constan en su registro respectivo.

9.9. Las observaciones indicadas en el numeral 9.7 del presente Procedimiento que no hayan podido ser subsanadas en el Informe VTER, podrán ser resueltas e incluidas en el Informe VTER del mes siguiente.

10. DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL

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



ANEXO 1


Para la determinación de los precios básicos utilizados en las transferencias de energía reactiva se determinará a partir de la anualidad del costo de un módulo SVC de 30 MVAR en 60 kV ubicado en la Costa y su celda de conexión respectiva; dicho costo corresponderá a lo indicado en los módulos estándares determinados por Osinergmin, en caso existiese más de un módulo bajo las mismas características descritas, se considerará el promedio aritmético simple. La anualidad se calculará considerando una vida útil de veinte (20) años, una tasa de actualización establecida en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas e incrementada en un valor del tres por ciento (3%) por concepto de costos de operación y mantenimiento.

Donde

V : Costo de inversión de equipo de compensador sincrónico de 30 MVAR en 220 kV (US$)

i : Tasa de actualización establecida en el Artículo 79° de la LCE

n : Número de años de vida útil (20 años)

A : Valor anual del costo de inversión

A. Precio básico de la energía reactiva inductiva de tipo dinámico (PBERI)

El precio básico de la energía reactiva inductiva del tipo dinámico corresponderá al valor anual del costo de inversión amortizado en las horas del Periodo de Punta Reactiva de un año.

Donde


ndias : Número de días del año (365)

hpr : Cantidad de horas del Periodo de Punta Reactiva

B. Precio básico de la energía reactiva capacitiva de tipo dinámico (PBERC)

El precio básico de la energía reactiva capacitiva del tipo dinámico corresponderá al valor anual del costo de inversión amortizado en las 24 horas del día de un año.

Donde


ndias : Número de días del año (365)



ANEXO 2

EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL NUMERAL 9.5

Ejemplo 1

CUGFdBR FREC Compensación SFR SAFR Saldo Transferencias

sobrecostos tensión Reactivo Neto

A B C D = A - B + C E D + E

(S/.) (S/.) (S/.) (S/.) (S/.) (S/.)

Numeral 9.2 Numeral 9.3 Numeral 9.4 Numeral 9.5

Empresa A 12 000 15 000 - -3 000 6 287 3 287

Empresa B 20 000 30 000 - -10 000 12 574 2 574

Empresa C - 12 000 400 -11 600 5 030 -6 570

Empresa D 1 000 500 - 500 210 710

Total 33 000 57 500 400 -24 100 24 100 -0

SFRT -24 100 Numeral 9.4

Ejemplo 2

CUGFdBR FREC Compensación SFR Aportes Cobertura por Generadores Saldo Transferencias

sobrecostos tensión derivados de SAFR en proporción Reactivo Neto

anteriores a retiros

A B C D = A - B + C E F D + E + F

(S/.) (S/.) (S/.) (S/.) (S/.) (S/.) (S/.)

Numeral 9.2 Numeral 9.3 Numeral 9.4 Numeral 9.4 Numeral 9.5

Empresa A 20 000 15 000 - 5 000 -6 287 -3 500 -4 787

Empresa B 70 000 30 000 - 40 000 -12 574 -3 500 23 926

Empresa C - 12 000 400 -11 600 -5 030 -2 000 -18 630

Empresa D 1 000 500 - 500 -210 -800 -510

Total 91 000 57 500 400 33 900 -24 100 -9 800 0

SFRT 33 900 Numeral 9.4

Numeral 9.1

Numeral 9.1



ANEXO B



MODIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COES PR-01

“PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLAZO”

1. Incorporación de los numerales 6.1.7, 6.1.8, 6.1.9, 6.1.10 al numeral 6.1

6.1.7. Definir en los PSO y PDO, la Operación por Tensión de Unidades de Generación, a fin de asegurar los niveles de tensión dentro de los rangos de tolerancia establecidos en la NTCOTRSI, para las barras controladas por el COES.

6.1.8. La tensión de operación de las barras controladas por el COES es publicada en su portal de Internet y corresponde al resultado de los estudios elaborados en aplicación del numeral 6.4.5 de la NTCOTRSI.

6.1.9. Coordinar en tiempo real la Operación por Tensión de Unidades de Generación en las barras del SEIN a fin de asegurar los niveles de tensión definidos en la normatividad vigente.

6.1.10. Informar en los respectivos IEOD o el que lo reemplace, la Operación por Tensión de las Unidades de Generación, señalando las barras cuya tensión se busca mejorar (en adelante barras involucradas).

2. Incorporación de los numerales 6.2.5 y 6.2.6 al numeral 6.2

6.2.5. Operar sus instalaciones para adecuar el nivel de tensión en las barras del SEIN conforme a las disposiciones del COES.

6.2.6. Suministrar la máxima potencia reactiva de sus Unidades de Generación conforme a su curva de capabilidad o hasta el límite informado y sustentado técnicamente ante el COES.

3. Incorporación del numeral 9

9. CONSIDERACIONES PARA LA OPERACIÓN POR REGULACIÓN DE TENSIÓN

9.1. En el PSO, PDO o RDO se efectuará análisis de flujos de carga para verificar que la tensión en las barras del SEIN se encuentra dentro del rango de operación señalado en la normatividad vigente.

9.2. En caso se identifiquen barras controladas por el COES con tensiones fuera del rango de operación, se programará la Operación por Tensión de una o más Unidades de Generación que permita adecuar la tensión de las barras involucradas en el rango de operación señalados en la normatividad vigente.

9.3. En caso de incluirse en el PSO, PDO, RDO o en tiempo real, la Operación por Tensión de alguna Unidad de Generación, la selección de ésta entre las alternativas de solución, se efectuará considerando siempre el menor costo de operación. Los Costos Variables de dicha Unidad de Generación no será considerado para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo del SEIN.

9.4. La emisión del PSO, PDO y RDO incluirá los análisis de flujos de carga efectuados con la identificación de las Unidades de Generación programadas como Operación por Tensión, sus correspondientes períodos de operación y las barras involucradas.

9.5. Los períodos en que la operación de las Unidades de Generación son calificadas como Operación por Tensión serán definidos en tiempo real. A requerimiento de algún Integrante, se efectuará, en base a análisis eléctricos, la verificación de los períodos de Operación por Tensión.



9.6. La operación de una Unidad de Generación es calificada como Operación por Tensión cuando su operación fue dispuesta en el PSO, PDO, RDO o en tiempo real, fuera del Despacho Económico, para mejorar el nivel de tensión en las barras involucradas.

9.7. La operación de una unidad fuera del Despacho Económico se refiere a que la operación de esta Unidad de Generación no es resultado de la optimización del Despacho Económico, el cual se realiza con un modelo de flujo de corriente continua con pérdidas de transmisión. El modelo de flujo de corriente continua no toma en cuenta los efectos de la tensión de las barras modeladas y por lo tanto, la programación de la Operación por Tensión de una unidad es forzada con respecto al despacho optimizado.

4. Modificación de la referencia del texto del numeral 7.2

7.2. Disponibilidad de combustible de las centrales térmicas

Los valores de disponibilidad del combustible y las limitaciones en capacidad de transporte de gas natural informados por los Integrantes para elaborar el PSO y PDO. Esta información deberá ser presentada por los Integrantes en los plazos establecidos en el numeral 10.1 del presente Procedimiento Técnico.


7.11. Programa de generación de Centrales de Cogeneración Calificadas

Los programas de producción asociada de energía y calor útil presentados por los Titulares de Centrales de Cogeneración Calificadas, en los plazos establecidos en el numeral 10.1 del presente Procedimiento Técnico.


7.12. Programa de generación de las Unidades de Generación que utilizan RER

Los programas de generación asociados a las características de su fuente primaria de energía presentados por los Titulares de Unidades de Generación con RER, en los plazos establecidos en el numeral 10.1 del presente Procedimiento Técnico.


7.15. Otra información

De considerarlo necesario para la programación de la operación, el COES podrá solicitar el envío de información adicional, los cuales deberán presentar al COES en los plazos establecidos en el numeral 10.1 del presente Procedimiento Técnico.

8. Modificación de la numeración del numeral referido a Horizonte, periodicidad y plazos

10. HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS

10.1 La información detallada en el numeral 7 que debe ser presentada por los Integrantes al COES, será entregada en los siguientes plazos.

(…)

10.2 Para la publicación del PSO y del PDO por parte del COES.

(…)

9. Modificación de la numeración del numeral referido a los Anexos

11. ANEXOS



ANEXO C



MODIFICACIÓN DEL GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS

PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC

1. Incorporar la definición de Banda Reactiva al GLOSARIO, aprobado por Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME:

Banda Reactiva: Potencia reactiva comprendida dentro de los factores de potencia 0,95 inductivo y 0,99 capacitivo.

2. Incorporar la definición de Periodo de Punta Reactiva al GLOSARIO, aprobado por Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME:

Periodo de Punta Reactiva: Periodo establecido por la Resolución N° 015-95-P/CTE, o aquella que la modifique o sustituya, dentro del cual se aplican cargos a los excesos de consumo de la energía reactiva inductiva.

3. Incorporar la definición de Operación por Tensión al GLOSARIO, aprobado por Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME:

Operación por Tensión: Operación fuera del Despacho Económico de una Unidad de Generación que es dispuesta en la programación o en tiempo real por el COES para regular la tensión de las barras involucradas en los niveles definidos en la normatividad vigente.

pr-01 “programación de corto plazo” y el “glosario …...los principales cambios con respecto...

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