Nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Determinación de la Energía Firme y Verificación de la Cobertura de la Energía Anual Comprometida

Transcripción

1 7 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Determinación de la Energía Firme y Verificación de la Cobertura de la Energía Anual Comprometida Análisis de los Comentarios y Sugerencias Recibidos Lima, febrero de 2015

2 Resumen Ejecutivo El 21 de octubre de 2014 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano, del proyecto de resolución con la propuesta del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Determinación de la Energía Firme y Verificación de la Cobertura de la Energía Anual Comprometida (en adelante PR-13 ). La publicación del proyecto del nuevo PR-13 se efectuó mediante la Resolución N 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 9 empresas titulares de generación (Statkraft Perú, Electroperú S.A., Enersur S.A., Kallpa Generación S.A., Edegel S.A.A., Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., Duke Energy Egenor S. en C. por A., Termochilca S.A.C. y Enel Green Power Perú S.A.), de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía y del Sr. César Castro Hurtado. Como resultado del análisis de los comentarios y sugerencias por parte de los interesados y del análisis de estos por parte del COES, se han efectuado modificaciones al proyecto del nuevo PR-13. Los principales cambios con respecto al proyecto del nuevo PR-13, son los siguientes: Se precisó en el numeral que la demanda anual comprometida debe considerar las potencias contratadas con usuarios para el siguiente año calendario y los factores de carga mensuales del consumo del usuario registrado en el mismo mes del año anterior, y no estar referida al numeral del Procedimiento Técnico COES PR-10 Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre los Generadores Integrantes. Se eliminó el numeral toda vez que las consideraciones ambientales, a las que se refiere dicho numeral, que resulten de aplicación a cada unidad de generación ya forman parte de los instrumentos ambientales que se aprueban en el marco de la normatividad vigente. Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 i

3 Se precisó en el numeral de la propuesta que en caso COES utilice información, sea maximizando el aprovechamiento de los recursos hídricos de la cuenca. Se incorporó el literal c) al numeral para señalar que, en casos de terceros, éste deberá tener titularidad de la unidad de Generación asociada a la Energía Firme contratada con el Generador. Se precisó en el literal c) del numeral que el volumen final será igual al mayor valor entre el mínimo operativo establecido por la autoridad competente y el mínimo de los volúmenes almacenados a las 00:00 h de cada 1 de enero de los últimos 10 años. En el literal e) del numeral se eliminó el término restricciones medioambientales ; asimismo, respecto a las restricciones mencionadas se precisó que serán de acuerdo a lo que señale el estudio de impacto ambiental aprobado. En el literal l) del numeral se agregó cómo se determinará el rebose de los reservorios de regulación estacional (Rb k ). En el literal b) del numeral se corrigió la fórmula de determinación de la energía firme de la central ciclo combinado, a fin de que la propuesta publicada no se preste para interpretaciones erróneas. Se modificó integralmente el numeral , a fin de homologar la metodología para la determinación de energía firme de las centrales eólicas de manera similar a la determinación de la energía firme de las centrales solares y mareomotrices. Asimismo, se eliminó el numeral , dado que el nuevo numeral corresponde a Centrales Eólicas, Solares y Mareomotrices. Se precisó el numeral respecto a la verificación de cobertura de la energía firme anual comprometida, en caso los Generadores firmen nuevos contratos de suministros. Esta verificación deberá ser reportada a Osinergmin a más tardar en enero del año siguiente al evaluado. Se incorporó el Anexo D, el cual contiene un ejemplo de aplicación del cálculo para descarga del reservorio estacional al que se refiere el literal h) del numeral (Determinación de la energía Firme de Centrales Hidroeléctricas), con la finalidad de evitar interpretaciones erróneas. Se eliminó el último párrafo del numeral y se incorporó como una Disposición Complementaria (numeral 9.1), la cual establece un procedimiento en caso la energía Firme de una Central Hidroeléctrica resulte menor a la Energía Firme obtenida antes de la entrada en vigencia del presente Procedimiento, y que esa diferencia determine que la Energía Firme del Titular resulte menor a su energía anual comprometida, a efectos de dotar de coherencia normativa al numeral citado, conforme es desarrollado en el respectivo informe legal. Se incorporó una segunda disposición complementaria (numeral 9.2) abarcando el proceso en caso de incumplimiento por parte de los Generadores, estos deberán ser informador a Osinergmin para los fines pertinentes. Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 ii

4 INDICE 1. ANTECEDENTES COMENTARIOS ANALIZADOS COMENTARIOS DE STATKRAFT COMENTARIOS DE LA SNMPE COMENTARIOS DE LA ELECTROPERÚ COMENTARIOS DE LA ENERSUR COMENTARIOS DE TERMOCHILCA COMENTARIOS DE DUKE ENERGY COMENTARIOS DEL SR. CÉSAR CASTRO COMENTARIOS DE KALLPA GENERACIÓN COMENTARIOS DE EGASA COMENTARIOS DE EDEGEL COMENTARIOS DE ENEL GREEN POWER CONCLUSIONES NUEVO PR Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 1

5 1. Antecedentes La Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante Ley ), estableció en el literal b) de su Artículo 13 1 como función del COES, el elaborar los procedimientos para la operación del SEIN; así también, en el literal f) de su Artículo 14 2 se estableció entre otros aspectos, las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) con relación al cálculo de la potencia y energía firmes de cada una de las unidades generadoras. Asimismo, mediante el Decreto Supremo Nº 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 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. 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 ( ) f) Desarrollar la programación de corto, mediano y largo plazo, así como disponer y supervisar su ejecución Calcular la potencia y energía firmes de cada una de las unidades generadoras; ( ) Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 2

6 Por otro lado, mediante Resolución Ministerial Nº EM/VME, se aprobó el Procedimiento N 13 Determinación de la Energía Firme de las Unidades Generadoras de las Empresas Integrantes del COES y el Procedimiento Nº 14 Verificación de la Energía Firme de un Generador (Propia y Contratada) Vs sus compromisos de venta ; Sin embargo, con la evolución del mercado eléctrico del SEIN, la aplicación de los Procedimientos Nº 13 y N 14 ha evidenciado carencias en la regulación de situaciones especiales, y además, contienen disposiciones que ante algunas supuestos particulares pueden llegar a tener más de una interpretación, tales como: la determinación de la Energía Firme de las centrales hidroeléctricas no especifica la determinación del volumen final de los embalses estacionales, no se especifica los mantenimientos considerados para el cálculo de la Energía Firme y no se especifica el método de cálculo de la evaporación en los embalses estacionales; no existe una metodología para la determinación de la Energía Firme de Ciclos Combinados; no se especifica la metodología de cálculo de la Energía Firme contratada con terceros cuyas Unidades de Generación no están en Operación Comercial en el COES; y no se detalla el criterio de pérdidas de transmisión a ser consideradas para la determinación de la demanda de energía comprometida; por tanto, es necesario actualizar de forma integral ambos procedimientos. Por lo señalado anteriormente, el COES remitió a Osinergmin, mediante carta COES/D del 03 de junio de 2014, la propuesta del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Determinación de la Energía Firme y Verificación de la Cobertura de la Energía Anual Comprometida, el cual supera las carencias mencionadas anteriormente, y a la vez unifica los Procedimientos Nº 13 y 14 al tratar temas vinculados directamente en su funcionalidad, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de Osinergmin. De conformidad con el numeral 8.1 de la GUÍA, Osinergmin, mediante Oficio N GART del 15 de julio de 2014, remitió al COES las observaciones a la propuesta del nuevo PR-13, dándole un plazo de veinticinco (25) días hábiles para subsanar las mismas, el cual fue ampliado en quince (15) días hábiles adicionales a solicitud del COES, mediante carta COES/D En este sentido, el 10 de setiembre de 2014 el COES subsanó dichas observaciones, mediante la carta COES/D , presentando una propuesta modificada del nuevo PR-13. Siguiendo con el proceso, el 21 de octubre de 2014, mediante Resolución N OS/CD, se publicó el proyecto del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Determinación de la Energía Firme y Verificación de la Cobertura de la Energía Anual Comprometida, 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 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 Statkraft Perú (en adelante STATKRAFT ), Electroperú S.A. (en adelante ELECTROPERÚ ), Enersur S.A. (en adelante ENERSUR ), Kallpa Generación S.A. (en adelante KALLPA ), Edegel S.A.A. (en adelante EDEGEL ), Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante EGASA ), Duke Energy Egenor S. en C. por A. (en adelante DUKE ENERGY ), Termochilca S.A.C. (en adelante TERMOCHILCA ) y Enel Green Power Perú S.A. (en adelante ENEL GREEN PERÚ ), de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (en adelante SNMPE ), y del Sr. Cesar Castro Hurtado, presentaron sus comentarios y sugerencias al proyecto del nuevo PR-13. Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 3

7 Con fecha 6 de noviembre de 2014, mediante Oficio N GART, se realizó el traslado al COES de los comentarios y sugerencias realizados por los interesados a la publicación del proyecto del nuevo PR-13, a fin que dicha organización realice el análisis correspondiente en un plazo de 20 días hábiles, el cual fue ampliado en 30 días hábiles adicionales. Con fecha 21 de enero de 2015, el COES remitió el análisis respecto a los comentarios y sugerencias realizados por los interesados a la publicación del proyecto del nuevo PR-13, con carta COES/D , 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. Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 4

8 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 Comentarios de STATKRAFT Comentario 1 Respecto al numeral En la información de la demanda anual comprometida debe precisarse lo siguiente: ( ) Dicha demanda anual comprometida corresponde a la energía activa asociada a los contratos de suministros suscritos por el Generador con sus clientes, de acuerdo a la información histórica de consumos de energía dichos clientes y tomando en cuenta la información comunicada al COES ( ) Se solicita incorporar el texto subrayado, con la finalidad de precisar los criterios a tomar en cuenta para la determinación de los volúmenes de energía activa comprometidos, puestos que la información a la que se refiere el numeral del PR-10, únicamente contiene datos de potencia contratada, así como la vigencia de los contratos. Consideramos válida la propuesta de estimación de la demanda anual comprometida proyectada del año siguiente, considerando cierta información histórica registrada. Se modifica el numeral y la nota al pie del cuadro del Anexo C, especificando que la información a tomar en cuenta considerará el factor de carga mensual del consumo del usuario, registrado en el mes equivalente del año anterior al año en curso. Asimismo, vemos conveniente modificar el numeral de la propuesta, indicando que las potencias contratadas a ser consideradas, corresponderán a las que el suministrador tenga contratadas para cada mes del siguiente año y no hacer referencia a las potencias contratadas comunicadas en cumplimiento del numeral del PR-10, debido a que ésta última, para el mes en que se realizaría el Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 5

9 informe de verificación de cobertura de energía anual comprometida estaría referida a las potencias contratadas para el mes de octubre del año en curso Informar al COES la demanda anual comprometida con sus usuarios para el siguiente año calendario en el formato del Anexo C, antes del 31 de octubre de cada año. Dicha demanda anual comprometida corresponde a la energía activa asociada a los contratos de suministros suscritos por el Generador con sus clientes, para lo cual deberá tener en cuenta la información comunicada al COES de conformidad con el numeral del Procedimiento Técnico COES PR-10 Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre los Generadores Integrantes de las potencias contratadas con sus usuarios para el siguiente año calendario y los factores de carga mensuales del consumo del usuario registrado en el mismo mes del año anterior al año en curso. Para aquellos consumos de energía que sean suministrados por dos o más Generadores deberá cumplirse con lo indicado en el numeral ( ) Anexo C El factor de carga mensual del usuario corresponde al registrado en el mismo mes del año anterior al año en curso De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, el numeral y Anexo C se modificará de acuerdo a lo sugerido por el COES Comentario 2 Sobre el numeral Consideramos que los párrafos referidos a la adición de las pérdidas de transmisión asociados a la demanda anual comprometida deben ser eliminados, puesto que no tiene sustento en el Reglamento de la LCE (RLCE). El Artículo 101 del D.S: (RLCE) establece que: Ningún integrante del COES podrá contratar con sus usuarios, más potencia y energía firme que las propias y, las que tenga contratada con terceros pertenezcan o no al COES. Es decir, no se da espacio en esta verificación, para la inclusión de las pérdidas de transmisión, por lo que el Procedimiento estaría en contra de lo establecido en una norma de rango superior. Consideramos no válida la observación respecto a no considerar un porcentaje de pérdidas de transmisión, ello debido a que en el segundo párrafo del Artículo 102 del RLCE se indica su consideración. Artículo Cada integrante del COES deberá estar en condiciones de satisfacer en cada año calendario la demanda que tenga contratada con sus usuarios, con energía firme propia y, la que tuviera contratada con terceros, pertenezcan o no al COES. La demanda anual de cada integrante del COES está determinada por la suma de la energía comprometida con sus propios usuarios y con otros integrantes del Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 6

10 COES. Esta demanda considerará el porcentaje de pérdidas de transmisión que establezca el Estatuto. ( ) De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentario 3 Sobre el literal b) del numeral El volumen inicial debe ser el promedio aritmético de toda la serie histórica, vale decir desde 1965 hasta el año anterior al cálculo y no el promedio aritmético de los últimos 10 años. La mejor representatividad de esta variable para el cálculo de energía firme es considerar todo el registro de la data hidrológica. Consideramos que la utilización de la estadística de los últimos diez años refleja una mayor aproximación a las condiciones actuales de la operación de los embalses. En ese sentido el criterio propuesto por el COES es más adecuado para reflejar el estado de los embalses para el cálculo anual de la Energía Firme. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentario 4 Sobre el literal c) del numeral El volumen final debe ser igual a cero o al mínimo operativo y no el mínimo de los últimos 10 años. Para el cálculo de energía firme se consideran hidrologías extremadamente secas, por lo que es de esperar que se utilice todo el recurso hídrico disponible para estas condiciones. La sugerencia de que el volumen final deba ser igual a cero no es procedente, consideramos de forma similar a lo expresado en la respuesta del Comentario 3 (numeral del presente informe), que la utilización de la estadística de los últimos diez años refleja una mayor aproximación a las condiciones actuales de operación de los embalses. Se debe tener en cuenta que en la estadística de esos diez años, debe haberse presentado un año hidrológico seco y la operación del embalse refleja esta condición de operación. Por tanto, considerar el volumen mínimo alcanzado en los últimos diez años expresa la operación para un año de hidrología seca. Asimismo, en el caso que se emitan dispositivos o directivas del órgano competente que establezcan un volumen final mínimo operativo, se deberá optar por el mayor valor; por lo que, se sugiere la siguiente modificación al literal c) del numeral 7.2.1: Dice: Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 7

11 c) El volumen final será igual al volumen mínimo almacenado de los volúmenes alcanzados a las 00:00 horas de cada 1 de enero de os últimos diez (10) años. Debe decir: c) El volumen final será igual al mayor valor entre el volumen mínimo operativo establecido por la autoridad competente y el valor mínimo de los volúmenes almacenados alcanzados a las 00:00 horas de cada 1 de enero de los últimos diez (10) años. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, el literal c) del numeral se modificará de acuerdo a lo sugerido por el COES Comentario 5 Sobre el literal e) del numeral En el caso de caudales ecológicos se debe especificar que estos serán de acuerdo al instrumento ambiental aprobado y que las restricciones ambientales deben retirarse. Las consideraciones ambientales que resulten de aplicación a cada unidad de generación ya forman parte de los instrumentos ambientales que se aprueban en el marco de la normatividad vigente. Se recomienda reformular el literal e) del numeral de la siguiente manera: e) Restricciones por riego, agua potable y caudal ecológico de acuerdo a lo que se señale en el estudio de impacto ambiental aprobado y restricciones medioambientales. De acuerdo con la respuesta del COES. Sin embargo, no consideramos apropiado mencionar que las restricciones por riego, agua potable y caudal ecológico sean de acuerdo al EIA, ya que la restricción por agua potable no está contemplado en un EIA. Por lo tanto, el literal e) quedará redactado de la siguiente manera: e) Restricciones por riego, agua potable y caudal de acuerdo a los estudios que lo sustenten Comentario 6 Sobre el literal f) del numeral Retirar la palabra etc. El término etc podría permitir interpretaciones muy diversas. Se retira la abreviatura etc. Ver análisis COES al Comentario 4 de DUKE ENERGY. De acuerdo con la respuesta del COES. Ver opinión Osinergmin al Comentario 4 de DUKE ENERGY Comentario 7 Sobre el literal h) del numeral Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 8

12 Para las variables A PROM k, E k, P k y Q FIL k se debe especificar que éstas serán el resultado de la interpolación lineal entre los valores correspondientes a los años considerados para la probabilidad de excedencia mensual que fija el RLCE. Los valores de estas variables deben ser concordantes con lo estipulado en el literal a) del numeral , vale decir que se debe considerar las mismas probabilidades de excedencia mensual. Las variables A PROM k, E k, P k y Q FIL k no requieren ser interpoladas, ya que son valores calculados en el proceso de la determinación de la Energía Firme. Para fines de facilitar la comprensión, se sugiere incorporar el Anexo D en la propuesta de procedimiento, el ejemplo de cálculo para descarga del reservorio estacional. ANEXO D EJEMPLO DE CÁLCULO CAUDAL DE DESCARGA PARA UN RESERVORIO ESTACIONAL 1. INFORMACIÓN DE BASE 1.1. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN INICIAL Y FINAL AÑO VOLUMEN (hm 3 ) , , , , , , , , , , , , , ,026 Vol. Inicial (valor promedio de los últimos diez años) Vol. Final (valor mínimo de los últimos diez años) 206, , INFORMACIÓN DE LA BATIMETRÍA DEL EMBALSE ESTACIONAL Elevación (msnm) Área (km 2 ) Volumen (hm 3 ) 2743,83 4,695 57, ,26 4,783 68, ,58 4,795 70, ,45 4,835 74, ,28 4,821 73, ,73 4,970 81, ,65 5,174 91,624 Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 9

13 Elevación (msnm) Área (km 2 ) Volumen (hm 3 ) 2755,60 5, , ,71 5, , ,92 5, , ,38 6, , ,72 5, , ,58 5, , ,63 6, , ,94 6, , ,13 6, , ,44 6, , ,28 6, , ,15 6, , ECUACIÓN DE CAUDAL DE FILTRACIÓN EN FUNCIÓN DEL VOLUMEN EMBALSADO 2. EJEMPLO DE CÁLCULO Mes Caudal (95% ) Evaporación Promedio (mm) Precipitación (mm) Enero 0,90 147,0 29,7 Febrero 1,02 114,8 36,7 Marzo 0,94 118,0 31,1 Abril 0,84 134,0 0,0 Mayo 0,84 141,2 4,3 Junio 0,81 127,3 0,0 Julio 0,81 142,6 0,0 Agosto 0,87 142,5 0,0 Setiembre 0,79 154,6 0,0 Octubre 0,76 161,9 0,0 Noviembre 0,72 159,4 0,0 Diciembre 0,73 179,9 14,7 El volumen inicial para el mes de enero es igual al promedio de los últimos diez años. Para mes de enero Área Promedio = (A i-1 +A i )/2 A i-1 = y A i = se interpola en función del volumen V i-1 = ; V i = Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 10

14 Caudal Filtración = *[(V i +V i-1 )/2]^ **[( V i +V i-1 )/2] **[(V i +V i-1 )/2]^2 + Mes Volumen Inicial (hm 3 ) Volumen Final (hm 3 ) Área Promedio (km 2 ) Caudal Ingreso (hm 3 ) Caudal Infiltrado (m 3 /s) (0.8*Evap- P)/1000*Aprom (hm 3 ) Caudal Descarga (m 3 /s) Enero 206, ,25 6,312 2,411 0,550 0,555 1,442 Febrero 203,25 200,60 6,253 2,468 0,533 0,345 1,440 Marzo 200,60 197,47 6,122 2,518 0,519 0,388 1,441 Abril 197,47 193,93 5,953 2,177 0,504 0,638 1,455 Mayo 193,93 190,92 5,965 2,250 0,490 0,648 1,233 Junio 190,92 186,83 6,109 2,100 0,476 0,622 1,676 Julio 186,83 183,20 6,176 2,170 0,463 0,705 1,437 Agosto 183,20 179,76 6,085 2,330 0,453 0,694 1,440 Setiembre 179,76 176,17 5,990 2,048 0,444 0,741 1,443 Octubre 176,17 172,39 5,889 2,036 0,436 0,763 1,448 Noviembre 172,39 168,64 5,787 1,866 0,430 0,738 1,450 Diciembre 168,64 164,829 5,684 1,955 0,425 0,734 1,452 De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, se incorporará el Anexo D al nuevo PR-13, de acuerdo a lo sugerido por el COES Comentario 8 Sobre el numeral Las fórmulas de determinación de la Energía Firme anual de las centrales térmicas, en especial de aquellas que usen Gas Natural, deben considerar la disponibilidad de combustible para su operación. Actualmente sólo se encuentran afectadas por su indisponibilidad fortuita y programada. Así, podría considerarse por ejemplo un factor que relacione las capacidades firmes de transporte que tengan contratadas las empresas (MPCD) respecto al consumo máximo diario de sus centrales a gas. Debido al límite en la capacidad en el ducto de transporte de gas de Camisea a Lima, no todas las centrales disponen de gas suficiente para generar energía. Esta restricción en el suministro de gas es comparable con una menor disponibilidad del recurso hídrico para la probabilidad de excedencia mensual empleada en el cálculo de energía firme de las Centrales Hidroeléctricas. Debido a las limitaciones en las variables a ser consideradas para el cálculo de la Energía Firme de las centrales termoeléctricas señaladas en el Artículo 103 del RLCE, la propuesta de modificación de procedimiento no contempla la consideración de disponibilidad de combustible mencionada por STATKRAFT. Artículo La Energía Firme de un integrante del COES, será calculada cada año, tomando en cuenta lo siguiente: ( ) b) Aportes de energía de las centrales termoeléctricas, considerando la indisponibilidad programada y fortuita de las unidades. ( ) Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 11

15 El COES propondrá al Ministerio el procedimiento para determinar las energías firmes de las centrales generadoras según los criterios contenidos en el presente artículo. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentarios de la SNMPE Comentario 1 Restricciones ambientales.- En el numeral y literal e) del numeral 7.2.1, consideramos que debe eliminarse toda mención a restricciones ambientales, toda vez que las consideraciones ambientales que resulten de aplicación a cada unidad de generación ya forman parte de los instrumentos ambientales que se aprueban en el marco de la normatividad vigente, por tanto los procedimientos solo podrían recoger aquello que haya sido efectivamente aprobado en los instrumentos ambientales correspondientes. Sin perjuicio de lo anterior, en el literal e) del numeral 7.2.1, en el caso de caudales ecológicos se debe especificar que éste será el que informe el Generador. Se recomienda la eliminación del numeral de la propuesta de procedimiento. Con respecto al literal e) del numeral ver respuesta al Comentario 5 de STATKRAFT (numeral del presente informe). De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, se eliminará el numeral del proyecto de Procedimiento, y el literal e) del numeral quedará redactado teniendo en cuenta el análisis COES al Comentario 5 de STATKRAFT Comentario 2 Pérdidas de Transmisión.- La propuesta señala en el numeral 7.1.2, que la demanda de energía anual comprometida de cada generador considerará las pérdidas de transmisión. Al respecto, consideramos que esta disposición excede lo establecido en la Ley N 28832, pues los únicos límites que esta Ley impone a los generadores para la contratación, son: la energía firme propia y la que tengan contratada con terceros. En tal sentido, este procedimiento estaría añadiendo una limitación adicional a las establecidas en la Ley N 28832, lo cual deviene en ilegal más aún considerando que ésta es una norma de menor rango. Por tanto consideramos que debe eliminarse del numeral la referencia a las pérdidas de transmisión. Debido a que en el Artículo I de Título Preliminar del Código Civil Peruano se indica que la derogación de una ley se produce por declaración expresa, por incompatibilidad entre la nueva ley y la anterior o cuando la materia de ésta es íntegramente regulada por aquélla; y que el artículo 3, numeral 3.1 de la Ley N es compatible en contenido al Artículo 101 del RLCE, consideramos que el RLCE no ha sido derogado en lo correspondiente a los alcances y premisas de limitación de contratación de energía y potencia firme. Por tanto, siendo el Artículo Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 12

16 102 del RLCE un complemento al Artículo 101 del RLCE consideramos también que no ha sido eliminada la referencia de pérdidas de transmisión que se indican. Asimismo, mencionamos que según lo indicado en la Cuarta Disposición Transitoria del Reglamento del COES Decreto Supremo N EM, los Artículos 92 al 116 del Título IV del RLCE continúan vigentes en lo que resultan aplicable y/o en tanto no se opongan a lo dispuesto en dicho Reglamento. Ley 28832: Artículo 3.- De los contratos 3.1 Ningún generador podrá contratar con Usuarios Libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros. RLCE: Artículo Ningún integrante del COES podrá contratar con sus usuarios, más potencia y energía firme que las propias y, las que tenga contratada con terceros, pertenezcan o no al COES. Artículo Cada integrante del COES deberá estar en condiciones de satisfacer en cada año calendario la demanda que tenga contratada con sus usuarios, con energía firme propia y, la que tuviera contratada con terceros, pertenezcan o no al COES. La demanda anual de cada integrante del COES está determinada por la suma de la energía comprometida con sus propios usuarios y con otros integrantes del COES. Esta demanda considerará el porcentaje de pérdidas de transmisión que establezca el Estatuto. ( ) Reglamento del COES Decreto Supremo N EM Cuarta. Aplicación del RLCE Las disposiciones establecidas en los artículos 92 al 116 del Título IV del RLCE, continúan vigentes en lo que resultan aplicable y/o en tanto no se opongan a lo dispuesto por el presente Reglamento. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentario 3 Verificación del COES - numeral Consideramos que Osinergmin puede desplegar las acciones de supervisión o fiscalización que estime pertinentes para velar por el cumplimiento del Artículo 3º de la Ley N y del Artículo 101º del RLCE. Estas funciones pertenecen a su ámbito de competencia, conforme a la normatividad vigente. Sin embargo, consideramos que el planteamiento va más allá de lo establecido en el Artículo 104º del RLCE, al intentar incluir funciones de supervisión de contratos, que corresponden a Osinergmin, trasladándolas al COES. Al respecto, la propuesta propone que el COES efectúe un balance Energía Firme vs. Compromisos de venta cada vez que un generador integrante suscriba un nuevo contrato de suministro, con ello se pierde de vista que los procedimientos técnicos que rigen el actuar del COES tienen que ser concordantes con las normas jerárquicamente superiores que regulen sus funciones. Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 13

17 En ese sentido, el Artículo 104º del RLCE indica que el balance Energía Firme vs. Compromisos de venta, se efectúa una vez al año, antes de noviembre, y se comunica a los integrantes a fin que levanten las observaciones (si las hubiere) antes de diciembre. Para efectuar dicho balance, se toma en consideración el valor de Energía Firme calculado por el COES en forma previa, y de otro lado, la información acerca de la demanda comprometida por cada generador, la misma que es remitida por aquellos antes del 31 de octubre del año anterior, tal como se regula literalmente en el Artículo 102º del RLCE. Por tanto las mencionadas normas tienen un correlato en el Reglamento del COES que confirma que el balance Energía Firme vs. Compromisos de venta se efectúa una única vez al año. En efecto, el Artículo 31 del aludido Reglamento hace referencia a un informe que se pronuncie sobre el balance para cada generador, el mismo que se remite de manera anual. En otras palabras, la regulación vigente no contempla verificaciones posteriores o complementarias a aquella que se realiza antes del 30 de noviembre de cada año. Compartimos la opinión de que el COES no debe realizar la verificación de cobertura de la energía anual comprometida cada vez que un Generador suscriba un nuevo contrato durante el año en curso, adicional a lo informado en octubre del año anterior, por las mismas razones expuestas en la observación. Sugerimos la eliminación del segundo párrafo del numeral Consideramos que corresponde a Osinergmin realizar cualquier fiscalización adicional. El segundo párrafo del numeral del proyecto de procedimiento propone que cuando en el año en curso, los Generadores firmen nuevos contratos de suministro, adicionales a los informados al mes de octubre del año anterior, el COES verificará que dichos Generadores cumplan con tener Energía Firme suficiente para atender dichos contratos. El sustento de dicha propuesta se sustenta en el Artículo 5 del Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad aprobado por el Decreto Supremo N EM, que establece: Artículo 5º.- De los contratos sobre potencia y energía firme de Generadores El COES verificará periódicamente que los Generadores sólo contraten con Usuarios Libres y Distribuidores la potencia y energía firme propia y contratada con terceros, incluyendo también las que correspondan a los programas de inversiones en generación que incrementen la oferta según lo prevé el numeral IV de artículo 8 de la Ley. El COES deberá informar al Osinergmin los resultados de cada verificación en la forma y plazo que éste último lo determine. No obstante, para evitar una interpretación inadecuada del segundo párrafo del numeral 7.3.1, respecto a que COES tiene que realizar un balance de energía para cada firma de contrato de un Generador, se modificará el numeral citado mencionando que dicha verificación se realizará dentro del primer mes del año siguiente al evaluado. Por lo tanto, se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario, de acuerdo a lo siguiente: Para cada Generador, el COES verificará que la suma de su Energía Firme y la contratada a terceros, cubra la energía activa anual que tenga comprometida con sus usuarios. Cuando en el año en curso, los Generadores firmen nuevos contratos de suministro, adicionales a los informados al mes de octubre del año anterior, y Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 14

18 que corresponde sean comunicados de conformidad con el numeral del Procedimiento Técnico COES PR-10 Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES, el COES informará a Osinergmin el resultado de la nueva verificación, dentro del mes de enero siguiente al año evaluado. Por otro lado, en caso de incumplimiento por parte de los Generadores, el COES deberá informar a Osinergmin, con la finalidad que este último realice las acciones correspondientes, entre ellas la sanción respectiva. Por lo tanto, se incorpora una disposición complementaria en el numeral 9, abarcando lo mencionado: 9.2. 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, se aplicarán las sanciones previstas en la Escala de Multas y Sanciones Comentarios de ELECTROPERÚ Comentario 1 Sobre el numeral Cabe manifestar que hemos verificado que la glosa del numeral 7.1.2: La demanda de energía anual comprometida de cada Generador está determinada por la suma de la energía comprometida con sus propios usuarios y con otros Integrantes del COES, ha sido establecida correctamente para fines de la verificación a efectuar por el COES, conforme a lo ordenado en el numeral 3.1 de la Ley N Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica que se transcribe a continuación: Ley N Artículo 3.- De los contratos 3.1Ningún generador podrá contratar con Usuarios Libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros. Sin embargo, luego del análisis del caso, señalamos que no hemos encontrado el sustento legal en base a la cual se relaciona la restante disposición del numeral ( Esta demanda considerará las pérdidas de transmisión ) con lo dispuesto en el numeral 3.1 de la Ley N Consecuentemente, tampoco encontramos relación entre el segundo párrafo de dicho numeral referidas al porcentaje de pérdidas a utilizar con lo dispuesto en la ley. En base a lo expuesto, consideramos que la Ley N establece valores límites ideales o referenciales (que equivalen a la potencia y energía firme propias más lo que tenga contratado con terceros) hasta los cuales los generadores pueden realizar sus ventas por contratos, no encontrándose en dicha ley ninguna alusión a que en las ventas se agreguen pérdidas, como sí se está contemplando en el Procedimiento. En tal sentido, solicitamos eliminar del texto del citado numeral Procedimiento lo relacionado a la inclusión de pérdidas. Ver análisis del COES al Comentario 2 de STATKRAFT. del Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 15

19 Ver opinión de Osinergmin al Comentario 2 de STATKRAFT Comentario 2 El uso provisional de información disponible, establecido en el numeral 6.2.1, no tiene periodo de vigencia, así como tampoco límite ni condicionamiento. Asimismo, la actualización del PR-13 no está considerando un planteamiento que mejore el uso de la información procedente del PR-12, puesto que los límites de entrega de las evaluaciones correspondientes, por parte de los generadores, siempre carecerá de la versión final de mantenimientos aprobados por el COES, dejando discrecionalidad a este organismo en los ajustes posteriores. En este sentido, la fecha límite del PR-13 debe ser luego de unos días a los límites establecidos para el programa anual oficial que prevé el PR-12. Efectivamente existe coincidencia en las fechas de presentación del programa de mantenimiento anual y la fecha de verificación de la cobertura de la demanda comprometida de los Generadores, sin embargo resaltamos que dichas fechas están definidas en función a lo previsto en los Artículos 104 y 116 del RLCE. Al respecto, debemos mencionar que dado que el COES emite el informe preliminar del programa de mantenimiento antes del 15 de octubre, los Generadores suelen presentar antes del 31 de octubre la Energía Firme de sus Unidades de Generación considerando dichos mantenimientos. En caso los Generadores presenten observaciones a la versión preliminar del programa de mantenimiento antes del 15 de noviembre y éstas sean calificadas como procedentes, el COES realiza los ajustes necesarios tanto al informe de mantenimiento, como al informe de Energía Firme, en este último como resultado de la mejor información disponible. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentario 3 Con relación al numeral 6.2.3, la modificación del procedimiento no establece estrictamente la necesidad de que la energía firme contratada con terceros y que no estén en operación comercial en el COES- esté sometida a las mismas condiciones de evaluación. Al respecto, las unidades de generación que no pertenecen al COES no tienen estadística de sustento, sobre la base de los factores de indisponibilidad que controla el COES con sus integrantes, así como tampoco son susceptibles del cumplimiento del PR-20. En este sentido, la condición expresada en el literal a) del numeral debe establecer específicamente- no sólo la necesidad de la realización exitosa (y aprobada por el COES) de las pruebas concernientes a los PR-17 y PR-18, sino, también, la necesidad de su presencia en operación comercial, de modo tal que se afecte a estas unidades con la aplicación continua del PR-25. En el numeral se indica que para el caso que un Integrante presente energía firme contratada con un tercero, asociado a Unidades de Generación que no estén en operación comercial en el COES, debe aplicar los mismo criterios y metodología establecidos en el Procedimiento (datos de indisponibilidades del Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 16

20 Anexo A, la información de potencia efectiva e hidrología obtenida según se indica en el PR-17, PR-18 y PR-41). Consideramos que no se puede exigir la presencia en operación comercial de la Unidad de Generación, debido a que el Artículo 102 del RLCE permite que se contrate energía firme con un tercero que no pertenezca al COES. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentario 4 El numeral no indica de qué modo se aplicarán las restricciones ambientales asociadas a las unidades de generación en los resultados de la energía firme, pues, tal como está la redacción, sólo concierne al generador declararlas discrecionalmente. Habiendo analizado el numeral 6.2.4, se está recomendando la eliminación de las restricciones ambientales, por lo tanto no amerita abundar en mayores precisiones. Ver análisis del COES al Comentario 1 de la SNMPE. Ver opinión de Osinergmin al Comentario 1 de la SNMPE Comentario 5 El numeral deja a discreción del COES el cálculo coordinado del aprovechamiento de reservorios al que se refiere el numeral literal i). Al respecto, teniendo en consideración que la evaluación de la energía firme se basa en premisas totalmente teóricas y administrativas (no resultantes de un despacho económico), los volúmenes descargados tomando en cuenta la correlación física y la optimización común de los reservorios de regulación estacional no necesariamente se condicionan a la previsión coincidente de los generadores involucrados. Es importante que cada generador realice el planteamiento optimizado de los reservorios de efecto múltiple (hacia otros generadores), pero la no coincidencia de estos planteamientos no debería llevar a que el COES determine uno distinto, en beneficio de unos y perjuicio directo de otros. Habiendo analizado el texto del numeral de la propuesta de procedimiento, consideramos que se debe precisar la forma en la que se debe optimizar la descarga de los reservorios en los casos que existan dos o más centrales utilizando una misma cuenca y cuya pertenencia corresponda a dos o más integrantes. En ese sentido, consideramos que la propuesta efectuada por ENERSUR es la más adecuada; ver análisis del COES al Comentario 2 de ENERSUR. Ver opinión de Osinergmin al Comentario 2 de ENERSUR Comentario 6 El segundo párrafo del numeral indica que las pérdidas de transmisión a usar en la evaluación de la energía firme deben corresponder a las de la proyección de la demanda del informe vigente de fijación de Precios en Barra. Al respecto, no se Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 17

21 indica cuál es la referencia anual para el indicado valor, puesto que el estudio de la fijación tarifaria abarca un periodo de proyección que incluye el año transcurrido, el año presente (de fijación) y 02 años futuros, para los cuales, en su modelo de Demanda.xlsm, se presenta para los 03 años siguientes al año culminado- una estimación basada en el promedio de los últimos 07 años. En este sentido, se debe indicar claramente- el dato y año de referencia a usar, de lo contrario, cada generador empleará datos distintos, dejando al COES la discrecionalidad para indicar el dato, como se aprecia en el documento COES/D/DO El cual se refiere al año 2013 y no al del año 2014, que forma parte del año base de la fijación tarifario y parte integrante de la proyección de la demanda. En el informe de sustento de la Resolución de Fijación de Tarifas en Barra, se incluye un Anexo en donde se indica las pérdidas de transmisión registradas el año anterior, por lo que consideramos se debe considerar dicho valor y no lo estimado para los siguientes 7 años. Se sugiere modificar el numeral de la siguiente manera: La demanda de energía anual comprometida de cada Generador está determinada por la suma de la energía comprometida con sus propios usuarios y con otros Integrantes del COES. Esta demanda considerará las pérdidas de transmisión. Las pérdidas de transmisión asociada a la demanda anual comprometida serán determinadas aplicando el porcentaje pérdidas de transmisión del año anterior que figura en la proyección de demanda del informe vigente de fijación de Precios en Barra. De acuerdo con el análisis del COES. Por lo tanto, se modificará de acuerdo a lo sugerido Comentario 7 El literal b) del numeral menciona la necesidad de descontar el consumo propio sólo para las energías firmes contratadas con terceros. Al respecto, debe haber un tratamiento único para todos los generadores del SEIN. El numeral se refiere a energía firme contratada con terceros cuya Unidad de Generación no está en Operación Comercial. Consideramos mantener la propuesta debido a que se refiere a terceros que tienen Unidades de Generación y contratos con clientes que no son incluidos en el mercado de corto plazo, o son Agentes que tienen dichas Unidades de Generación como respaldo propio de sus consumos de energía, por tanto su contratación de energía firme a un Integrante del COES debe estar asociada sólo a los excedentes de energía firme. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario Comentario 8 Asimismo, el numeral debería incluir un literal adicional c) que prevea que la energía procedente de contratos con terceros sea la correspondiente a unidades Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 18

22 de generación de propiedad de estos, de modo tal que se responsabilicen de la confiabilidad de sus unidades para la garantía ofrecida a los integrantes del COES. En caso contrario, se estaría dejando abierta la posibilidad hacia un incentivo perverso, en el sentido de que un tercero subcontrate unidades de generación de dudoso estado operativo y de confiabilidad, llevando al Sistema a contar con respaldos de energía incompatibles con el concepto firme. Consideramos válida la observación sobre la titularidad del tercero sobre la Unidad de Generación que no está en Operación Comercial. Sugerimos incluir en el numeral lo siguiente: ( ) c) El tercero deberá tener la titularidad de la Unidad de Generación asociada a la Energía Firme contratada con el Generador De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, se incorporará el literal c) al numeral de acuerdo a lo sugerido por el COES.Comentario 9 En los literales b) y c) del numeral se han introducido referencias que han tenido vigencia para los efectos de un rubro diferente, el cual es la potencia firme, que implica la garantía puntual de presencia de potencia de elevada confiabilidad en el Sistema. Sin embargo, el concepto de energía firme abarca todo un periodo de tiempo para el cual se debe optimizar todos los recursos disponibles, condicionándolos en cuanto a niveles iniciales y finales de los embalses- a las disposiciones que establezcan los organismos competentes (Ministerio de Agricultura, Autoridad Nacional del Agua, etc.). En este sentido, la máxima probabilidad de generación de energía debe partir (al primer día de enero de cada año) de una disponibilidad de recursos (embalses) que representen a toda la estadística vinculada a los años hidrológicos presentes en las series aprobadas para los fines del PR-41 y culminar con el único cumplimiento de las limitaciones que imponen los organismos tutelares del uso del agua. Acerca de la motivación para la determinación del volumen inicial (numeral literal b), ver respuesta al Comentario 3 de STATKRAFT. Respecto del volumen final (numeral literal c) ver respuesta al Comentario 4 de la STATKRAFT. Con relación con los criterios para determinar la Energía Firme ver respuesta al Comentario 10 de ELECTROPERÚ. De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del nuevo PR-13 debido al presente comentario Comentario 10 Por lo indicado, haber unido las condiciones de potencia firme y energía firme para los niveles iniciales y finales de los reservorios es totalmente incompatible con los conceptos, implicando discrecionalidad no fundamentada para su planteamiento y una alteración de metodologías de evaluación que se han utilizado para sustentar las energías de contratación de largo y muy largo plazo (licitaciones). Esta propuesta inconsistente está trasgrediendo y violando las garantías de estabilidad Publicación del nuevo Procedimiento Técnico COES PR-13 Página 19