MEMORANDO GFE-2011-820 · primero para situaciones normales de operación, y el segundo para...

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MEMORANDO Magdalena del Mar 08/08/2011

GFE-2011-820 A : Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.

De : Gerencia de Fiscalización Eléctrica.

Asunto : Análisis de las respuestas del COES a las Observaciones efectuadas por el OSINERGMIN al Proyecto de Modificación del Procedimiento Técnico COES PR-16 “Racionamiento por Déficit de Oferta”.

Referencia : Memorando N° 0592-2011-GART

Expediente SIGED N° 201100101485

Es grato dirigirme a usted para remitirle el análisis de las respuestas del COES a las Observaciones efectuadas por el OSINERGMIN al proyecto de modificación del Procedimiento Técnico del COES PR-16 “Racionamiento por Déficit de Oferta, las cuales se encuentran contenidas en el informe técnico OSINERGMIN-UGSEIN Nº 154-2011 que adjunto. En el referido informe se adjunta como Anexo 1 la propuesta de modificación del Procedimiento Técnico del COES PR-16 el mismo que contiene las modificaciones necesarias adicionales por las respuestas del COES que no levantaron las observaciones del OSINERGMIN. El sustento de las modificaciones planteadas al referido procedimiento se encuentra como parte del análisis de las respuestas del COES.

Atentamente,

Ing. Eduardo Jané La Torre Gerente de Fiscalización Eléctrica RTP

OSINERGMINGerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria

RECIBIDO HORA 12:04

09 AGO 2011

5507 2011-000215REGISTRO EXPEDIENTE

LA RECEPCION DEL DOCUMENTONO INDICA CONFORMIDAD

INFORME TÉCNICO GFE-UGSEIN-154-2011 ASUNTO : Análisis de las respuestas del COES a las Observaciones

efectuadas por el OSINERGMIN a la Propuesta de Modificación del Procedimiento Técnico Nº 16 del COES

REFERENCIA : (1) Documento COES/D-181-2011 del 31 de marzo de 2011 (2) Documento COES/D-328-2011 del 04 de julio de 2011

1. ANTECEDENTES a. Con fecha 28 de diciembre de 2010 mediante el OFICIO Nº 8514-2010-

OSINERGMIN-GFE remitió al COES “Observaciones al marco normativo del COES relativo a la implementación de los racionamientos de carga por déficit de oferta”

b. Mediante documento COES/D-016-2011 del 10 de enero de 2011 el COES manifestó que estaba de acuerdo con la mayor parte de observaciones informadas y que las recogerían en la propuesta de modificación de su Procedimiento Técnico Nº 16 que próximamente remitirían al OSINERGMIN.

c. Mediante documento COES/D-181-2011 del 31 de marzo de 2011 el COES remitió al OSINERGMIN una propuesta de modificación de su Procedimiento Técnico Nº 16.

d. Con fecha 18 de mayo de 2011, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN, mediante Oficio N° 400-2011-GART y el Informe Técnico adjunto OSINERGMIN-UGSEIN N°-104-2011, comunicó al COES las observaciones a la propuesta de modificación del Procedimiento N° 16.

e. Mediante documento COES/D-328-2011 del 04 de julio de 2011 el COES remitió al OSINERGMIN la absolución de observaciones de la Primera Propuesta de Modificación del Procedimiento Técnico Nº 16 así como su segunda propuesta de modificación del Procedimiento Técnico Nº 16.

2. ANALISIS DE LAS RESPUESTAS DEL COES A LAS OBSERVACIONES EFECTUADAS POR EL OSINERGMIN A LA PROPUESTA DE MODIFICACION DEL PROCEDIMIENTO TECNICO Nº 16 del COES

2.1 Observación a):

OSINERGMIN indica:

“En el numeral 3 de la propuesta se señala que el Programa de Racionamiento Manual de Carga se determina con la información proveniente de las empresas afectadas, suministradores afectados, magnitud de potencia a racionar y periodo de racionamiento. Sin embargo, en el sustento técnico y legal de la propuesta no se encuentra el sustento.”

Informe Técnico GFE-UGSEIN-154-2011 08/08/2011 Página 1

Respuesta del COES:

La metodología establecida en la propuesta del Procedimiento N° 16 no indica que el Programa de Racionamiento Manual de Carga (PRMC) se establece con la información proveniente de las empresas afectadas, suministradores afectados, magnitud de potencia a racionar y periodo de racionamiento, sino que se obtiene con la información proveniente de los Usuarios Libres y Regulados y el desarrollo de una serie de procesos, los que se encuentran establecidos en el numeral 7 de la propuesta de procedimiento.

El numeral 3 de la propuesta del Procedimiento Técnico N° 16, al cual hace referencia el OSINERGMIN, sólo especifica el producto que resulta de ejecutar los indicados procesos. Este producto es el Programa de Racionamiento Manual de Carga, que es remitido a los Agentes del SEIN y que debe contener por lo menos la siguiente información: Empresas afectadas, suministradores afectados, magnitud de potencia a racionar y periodo de racionamiento. Por lo tanto consideramos que este numeral no requiere ser sustentando en los informes de Sustento Técnico y Legal de la propuesta de modificación del procedimiento N° 16.

ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DEL COES:

La respuesta del COES es aclaratoria y satisfactoria.

2.2 Observación b):

OSINERGMIN indica:

“En el numeral 4.2 de la propuesta se menciona que el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones”, fue modificado con Resolución OSINERGMIN N° 224-2010-OS/CD, sin embargo, también existen otras modificaciones que no se están considerando”

Respuesta del COES:

En la segunda propuesta de modificación del Procedimiento N° 16 se va corregir el numeral indicado, el cual quedaría expresado de la siguiente manera:

“4.2. Las definiciones utilizadas en el presente procedimiento están precisadas en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC” y en la normatividad señalada en la base legal.”



2.3 Observación c):

OSINERGMIN indica:


“En el numeral 8 de la propuesta se señala que la evaluación del cumplimiento del racionamiento se efectuará conforme al proceso establecido en el procedimiento de Asignación de Responsabilidades por Transgresiones a la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Sin embargo, tal como se encuentra mencionado por el COES en su informe legal, dicho procedimiento no ha sido aprobado aún, toda vez que se encuentra en proceso de análisis por el Ministerio de Energía y Minas. La aprobación del procedimiento COES haciendo referencia a un procedimiento no aprobado, podría ocasionar vacíos legales en el futuro. Se sugiere que el COES proponga una disposición transitoria ser aplicada mientras dicho procedimiento sea aprobado.”

Respuesta del COES:

En la segunda propuesta de modificación del Procedimiento Técnico N° 16 se está modificando el numeral 8 por lo que no será necesario proponer una disposición transitoria y se evitará ocasionar vacíos legales.

El numeral 8 en mención será el siguiente:

“8.EVALUACIÓN DEL RACIONAMIENTO

8.1.La evaluación del racionamiento se efectuará sobre la base de la información requerida en el numeral 5.2.6 y la remitida por los Agentes en cumplimiento Procedimiento Técnico Nº 3 del COES, o norma que lo sustituya. Adicionalmente el COES podrá requerir información adicional, referente a la magnitud y el periodo de racionamiento ejecutado.

8.2. Sobre la base de la información recibida, dentro del plazo establecido en el numeral 9, el COES realizará la evaluación correspondiente respecto del cumplimiento del programa de racionamiento, comunicándolo al OSINERGMIN y publicándolo en su portal de internet.

8.3. Se considera que una empresa cumplió con el racionamiento cuando la potencia y energía racionada es mayor o igual al 95% del valor indicado por el COES.”

Asimismo, por esta modificación del numeral 8 se añadió y/o modificó los siguientes numerales:

“9.4. El plazo de recepción de la información de la magnitud de carga racionada y la hora de inicio y fin del racionamiento ejecutado será como máximo de 60 horas desde el inicio de la situación de racionamiento.

9.5. El plazo para que el COES realice la evaluación del cumplimiento del racionamiento será de treinta (30) hábiles de ejecutado el racionamiento.”

Asimismo, se añadió en el numeral 5.2.6 lo siguiente:


“d) Los Usuarios Libres y los Distribuidores afectados por el racionamiento, informarán al COES la magnitud de la carga racionada, en periodos de 15 minutos, y la hora del inicio y fin del racionamiento ejecutado.”


Concordamos en que la evaluación de la implementación de los racionamientos se especifique en el presente procedimiento. Sin embargo consideramos que en el numeral 8 referido a la “Evaluación del Racionamiento”, así como en el numeral 5.2.6 que hace referencia a la información que los Usuarios Libres y Distribuidores remitirán al COES, no se especifica debidamente la información que requerirá el COES para efectuar la evaluación respectiva, ya sea esta para la evaluación definitiva, para la evaluación preliminar que lo efectuaría como parte de su Informe de ejecución de la operación diaria y en el informe de las 72 h que debe emitir conforme lo establece la NTCOTR.

Concordamos con los plazos establecidos en los numerales 9.4 y 9.5 para la remisión de la información de los agentes del SEIN así como el plazo para que el COES efectúe la evaluación final del cumplimiento de los racionamientos dispuestos. Sin embargo ya que se estaría incluyendo lo referido a la evaluación preliminar que lo efectuaría como parte de su Informe de ejecución de la operación diaria y en el informe de las 72 h que debe emitir conforme lo establece la NTCOTR.

Se propone modificar los numerales 5.2.6.d y 9.5 de la propuesta de procedimiento PR-16.

2.4 Observación d):

El OSINERGMIN observa que:

“En la propuesta de Procedimiento N° 16 del COES se señala que los Usuarios Libres podrán disponer de dos esquemas de rechazo automático de carga, el primero para situaciones normales de operación, y el segundo para situaciones de racionamiento ocurridas previa la actuación de un esquema de rechazo automático de carga.

Tal como se desprende de lo establecido en el numeral 8.1.2 de la NTCOTR la metodología para establecer los racionamientos contenidos en el Procedimiento N° 16, debe derivarse (con mayor precisión) de estudios especializados los cuales deben de ser actualizados anualmente por el COES.

En ese sentido el COES deberá solicitar a los Usuarios libres la información respectiva acerca de los circuitos que involucren características de sus procesos productivos a fin de poder ser considerados en la interrupción y ejecución del PRMC (identificación de bloques de carga), siendo dicha información llenada en formatos


diseñados por el COES para tal fin. Como resultado de dicho estudio el COES también deberá identificar las cargas y las etapas de los ERACMF y ERACMT que podrían ser consideradas para el PRMC y con qué otras cargas se remplazaría para que el ERACMF y ERACMT sigan operativos.

El COES deberá pre-establecer bloques de rechazo de carga que los usuarios libres deberán rechazar o racionar, toda vez que es poco realista pensar que las empresas rechazaran la potencia que resulta de aplicar solo ciertos factores que se desprende de su metodología citada.

Por lo indicado, es necesario que el Procedimiento Técnico N° 16 se precise la necesidad de que el COES realice anualmente un estudio integral para aplicar los racionamientos de carga y los esquemas de rechazo automático de carga de tal manera que ello refleje de manera más realista las posibles inconsistencias al aplicar el PRMC sobre circuitos más relevantes que los comprendidos en el ERAC.”

Respuesta del COES:

El OSINERGMIN considera que la metodología para establecer los racionamientos contemplados en el Procedimiento Técnico N° 16 debe derivarse de estudios especializados, realizados por el COES anualmente yque consideren los circuitos característicos propios del proceso de producción de los Usuarios Libres y las etapas de los ERACMF y EARCMT.

Al respecto, se debe tener en cuenta que el racionamiento manual de carga se realiza bajo el principio de repartir el “daño” en forma proporcional a todos los usuarios afectados, por lo que implementar el racionamiento considerando los circuitos de procesos de producción de los usuarios (implementación de bloques de carga),tal como lo solicita OSINERGMIN, equivaldría a que el racionamiento no sea proporcional, por lo que la alternativa sugerida no sería equitativa y originaría reclamos legítimos de los afectados con el racionamiento.

Asimismo, el establecimiento de bloques de carga para los usuarios afectados, implicaría que para cumplir con el PRMC se deba racionar una determinada cantidad de bloques de carga que en conjunto podría ser mayor al déficit total, es decir, el uso de bloques de carga pre-establecidos no permite la flexibilidad requerida para trabajar con bloques de carga en el establecimiento del PRMC y podría provocar que se racione más carga de la necesaria. Por estos motivos, consideramos que no es conveniente considerar las restricciones originadas por procesos de producción de los usuarios para determinar el PRMC.

Por otro lado, cabe aclarar que la determinación del valor real de la magnitud total de racionamiento es algo que se produce en el corto plazo, porque está supeditado a muchas variables (caudales, disponibilidades, consumo de reactivos, demanda de usuarios, etc.) que se definen mayormente en el programa diario o en tiempo real. Por este motivo no consideramos adecuado señalar que el PMRC se debe establecer mediante la realización de los estudios anuales, dado que aun si se


analiza un gran número de casos, no se podría obtener resultados adecuados. Siempre será necesario utilizar la información más reciente acerca de las variables operativas relevantes indicadas anteriormente.

Asimismo, si bien el numeral 8.1.2 de la NTCOTR indica que para el racionamiento manual de carga se debería realizar estudios especializados y sus actualizaciones deberían realizarse en la frecuencia establecida por el COES, consideramos que la metodología planteada en la propuesta de modificación del Procedimiento N° 16 cubre este requerimiento porque usa una metodología que puede ser aplicada en cualquier escenario y toma en cuenta que solamente en el horizonte de corto plazo, es posible realizar las evaluaciones especializadas requeridas para determinar la magnitud del racionamiento de carga y sus puntos de ubicación, que es precisamente el objetivo buscado por dicho numeral.

Adicionalmente, cabe aclarar que mediante los Programas de Mediano Plazo de la Operación (PMPO), el COES mensualmente determina la magnitud aproximada y la ubicación del racionamiento que se presentará en los próximos doce meses, lo cual provee señales para las acciones preventivas a fin de mitigar estos racionamientos.

Finalmente, consideramos que la metodología planteada en la propuesta de modificación del Procedimiento N° 16 es la más adecuada, debido a que su aplicación es flexible para cualquier valor de magnitud de racionamiento y principalmente porque cumple con el principio de proporcionalidad en la aplicación del racionamiento que es razonablemente equitativo. Además, con la finalidad de que los usuarios afectados puedan cumplir con interrumpir la magnitud de carga solicitada en el PRMC y evitar las posibles inconsistencias sugeridas por OSINERGMIN, en la propuesta de modificación del Procedimiento N° 16 se ha establecido alternativas factibles tales como: 1) Reemplazar parte o el total de su carga a ser racionada mediante el ingreso de unidades de generación propias. 2) Un Usuario Libre podrá disponer de dos esquemas de rechazo automático de carga, el primero para una situación normal de operación y el segundo para una situación de racionamiento. 3) Permitir acuerdos entre dos o más usuarios, de tal forma que puedan redistribuir el racionamiento total que les corresponde, de acuerdo a sus necesidades.


Las respuestas del COES no son satisfactorias.

Tal como se desprende de la observación del OSINERGMIN, se requiere que el COES realice anualmente un estudio para establecer una metodología de asignación de los racionamientos de carga a fin de que la magnitud de los racionamientos asignados se puedan implementar y sean compatibles con las premisas y criterios considerados para elaborar el estudio de rechazo automático de carga y generación así como sus correspondientes resultados.


El referido estudio que elaboraría el COES sería un estudio integral para implementar los racionamientos de carga y los esquemas de rechazo automático de carga de tal manera que ello refleje de manera más realista las posibles inconsistencias al aplicar el PRMC sobre circuitos más relevantes que los comprendidos en el ERAC y que tome en cuenta las magnitudes (bloques de carga) que las empresas puedan desconectar

El referido estudio también deberá determinar con un análisis más profundo el tiempo máximo en que debería racionarse o rechazarse la magnitud de la carga prevista o dispuesta por el COES. De lo propuesto por el COES (numerales 7.4.7 y 7.4.8) se desprende que los usuarios libres podrían demorarse incluso hasta 30 minutos para racionar la carga dispuesta por el COES aún en situaciones de estado de alerta o de emergencia, debido supuestamente a que ciertas procesos productivos no permitirían reducir su carga con cierta rapidez, y que ante ello solo los usuarios regulados de los distribuidoras podrían racionar su carga con rapidez. Lo manifestado por el COES no es tan cierto ya que es posible implementar ciertas automatismos que permita que se racione o rechace carga con mayor rapidez, prueba de ello son los esquemas de rechazo automático de carga que implementan tanto usuarios libres y regulados del SEIN.

El COES no ha incluido sustento para incluir el numeral 7.4.6 “El COES podrá permitir acuerdos entre dos o más usuarios, de tal forma que puedan redistribuir el racionamiento total que les corresponde, de acuerdo a sus necesidades”, por lo que este numeral debe ser eliminado.

Se propone fusionar y modificar los numerales 6.4 y 6.5 en el numeral 6.4 según se indica en la propuesta de procedimiento PR-16. Asimismo, se elimina el numeral 7.4.6 de la propuesta de procedimiento PR-16.

2.5 Observación e):


“La propuesta del COES con respecto al Procedimiento N° 16, no recoge nuestra observación anterior que mediante Oficio N° 8514-2010-OSINERGMIN-GFE de fecha 28/12/2010, referente a que debe precisarse claramente el nivel de coordinación del COES-SINAC con las empresas generadoras, distribuidoras y usuarios libres, para establecer el Programa de Rechazo Manual de Carga, en los horizontes de: a) Programación Semanal y/o Diaria, b) Operación en Tiempo Real y c) Reducción por Emergencias; no existiendo dentro del Procedimiento propuesto la forma de llevar a cabo estas coordinaciones en el acápite 7, Descripción de las Etapas del Proceso. Por ejemplo debe precisarse como se efectuarán las


coordinaciones para iniciar y finalizar el proceso de racionamiento o rechazo manual de carga”

Respuesta del COES:

Las coordinaciones con los Agentes en los diferentes horizontes de programación consisten principalmente en que ellos proporcionen la información requerida conforme a las responsabilidades establecidas, con la cual el COES determina el PRMC. Para la operación en tiempo real, las coordinaciones se encuentran establecidas en el numeral 7.4 de la propuesta del Procedimiento N° 16.



2.6 Observación f):


“Para la evaluación del cumplimiento del PRMC por parte de los Agentes del SEIN, el COES deberá exigir tanto a las empresas distribuidoras como a los Usuarios Libres la entrega de los datos de medidores de los circuitos involucrados en la interrupción en el periodo comprendido a dicho evento, con la finalidad de verificar si verdaderamente dichos agentes han cumplido con el racionamiento de carga dispuesto por el COES; de tal manera que dicha información deberá ser remitida al COES a más tardar a las 60 horas de ocurrido el evento, de igual manera como establecido en el acápite 8.2.7 de la NTCOTR.”

Respuesta del COES:

La metodología de evaluación del racionamiento de los usuarios afectados se encuentra establecida en el numeral 8 de la segunda propuesta de modificación del Procedimiento N° 16. Ver la respuesta 2.3 de este documento.


Si bien es cierto que el COES admite parcialmente la observación efectuada, no precisa claramente en el numeral 8 ni en el numeral 5.2.6 la fuente de la información (medidores electrónicos, circuitos interrumpidos, etc) que deberán reportar las empresas para que el COES evalúe si hay racionamiento.

Es necesario que el COES precise mejor la información que solicitará para evaluar el cumplimiento del PRMC de manera definitiva así como de manera preliminar.


Se propone modificar los numerales 5.2.6.d y 9.5 de la propuesta de procedimiento PR-16.

2.7 Observación g):


“Es necesario que el COES manifieste la metodología que utilizará para evaluar (preliminarmente) en tiempo real y diariamente la implementación de los racionamientos y rechazos de carga dispuestos”

Respuesta del COES:

La metodología solicitada por OSINERGMIN para evaluar un evento de racionamiento, el cual no necesariamente se producirá en forma diaria, se encuentra establecido en el numeral 8 de la segunda propuesta del Procedimiento N° 16. Ver la respuesta 2.3 de este documento.

Mientras que la evaluación del racionamiento en el tiempo real se realizará mediante las señales en tiempo real, para lo cual se ha modificado el numeral 7.4.6 de la primera propuesta del Procedimiento N° 16, de la siguiente manera:

“7.4.6. El COES, mediante las señales en tiempo real, supervisará el cumplimiento del PRMC y dispondrá las modificaciones necesarias ante desviaciones del mismo. Si luego de quince (15) minutos de emitida la orden de ejecutar el PRMC, un Usuario Libre o Distribuidor no cumpliera el PRMC o racione una magnitud de carga menor de la programada, el COES comunicará al Usuario Libre o Distribuidor para que en un plazo máximo de quince (15) minutos se sujete al PRMC. De persistir el incumplimiento, el COES podrá disponer con el respectivo Suministrador la desconexión de cargas del Usuario Libre o Distribuidor.”


En su primer párrafo, el COES no explica la metodología que utilizará para evaluar preliminarmente en tiempo real y diariamente la implementación de los racionamientos en el numeral 8 de su procedimiento que cita.

En el numeral 7.4.6 (que realmente es el numeral 7.4.7 en su nueva versión de propuesta de procedimiento) que cita el COES, solo hace mención, al monitoreo de tiempo real del cumplimiento de los racionamientos dispuestos, y no manifiesta como reportara ello en su informe de ejecución de la operación diaria. Asimismo, el COES no manifiesta que evaluará e informará preliminarmente el cumplimiento del PRMC a las 72 h de ocurrido el racionamiento conforme lo indica la NTCOTR como parte del informe que manda elaborar la referida norma.

Se propone modificar los numerales 7.4.6, 5.2.6.d y 9.5 de la propuesta de procedimiento PR-16.


2.8 Observación h):


“Es poco objetivo y poco preciso que el numeral 7.4.7 se manifieste que se racionará a las distribuidoras cuando el déficit de oferta lleve al SEIN a situaciones de emergencia, dado que el COES estaría suponiendo de antemano un incumplimiento de parte de los usuarios libres o que estos últimos demoraran mucho tiempo en implementar el PRMC, En todo caso, el COES debe definir un tiempo máximo que podría tolerarse para que se ejecute sus disposiciones de racionamiento, Por otro lado, no es acertado que se llegue al estado de operación normal para que se inicie la recuperación de los suministros interrumpidos de los usuarios regulados, ya que en la medida que los usuarios libres asuman el rechazo de carga dispuesto los usuarios regulados podrían ir normalizando su carga. Lo indicado en el numeral 7.4.7.a) podría entenderse como una salida muy simplista que afecta a los usuarios regulados en breve tiempo para reducir demanda. Asimismo, lo indicado en el numeral 7.4.7.c) “Cuando ocurran otros casos debidamente justificados” muestra que la metodología planteada por el COES no es lo suficiente analítica y que habrían otras situaciones no contempladas con la debida anterioridad para tener su respectivo tratamiento, lo cual demostraría nuevamente que el COES debe realizar un estudio más profundo para definir la metodología a aplicar.”

Respuesta del COES:

El SEIN puede llegar a un Estado de Emergencia por diferentes causas, que no necesariamente se deba al incumplimiento del PRMC por parte de los usuarios libres, ante el cual el Coordinador debe tomar acciones inmediatas, como racionar a los usuarios regulados. Asimismo, la aplicación del numeral 7.4.7 es preciso, debido a que solo aplica en Estado de Emergencia, el cual se produce cuando los valores de la frecuencia y los valores de tensión se apartan de valores del Estado de Alerta (valores precisados en el numeral 8.2.2 del Procedimiento Técnico N° 9).

Respecto a la sugerencia de OSINERGMIN de establecer tiempo máximo de tolerancia para ejecutar las disposiciones de racionamiento, ésta ya se encuentra establecida en el numeral 7.4.6 de la propuesta de modificación del Procedimiento N° 16.

Respecto a lo manifestado por OSINERGMIN que no es acertado que se llegue al estado de Operación Normal para que se inicie la recuperación de los suministros interrumpidos de los Usuarios Regulados, se debe tener en cuenta que la prioridad del Coordinador durante una Estado de Emergencia es llevar al sistema al Estado Normal de operación, por lo que racionar o recuperar los suministros durante el Estado de Emergencia o Estado de Alerta del sistema, tal como lo sugiere


OSINERGMIN, podría llevar al sistema a un escenario más crítico que el que se encuentra. Por este motivo, es recomendable que el restablecimiento de suministros, que ejecute el Coordinador, debe ser realizado en un Estado Normal del sistema.

Por otro lado, respecto a lo indicado en el numeral 7.4.7.a) que el OSINERGMIN entiende como una salida muy simplista interrumpirá los Usuarios Regulados, indicamos que en una situación de emergencia esta es la única alternativa, porque los tiempos de ejecución son mucho más rápidos que los Usuarios Libres, quienes tienen procesos lentos de disminución de su carga.

Finalmente, respecto a la inclusión del numeral 7.4.7.c) “Cuando ocurran otros casos debidamente justificados”, que según OSINERGMIN muestra que la metodología no es lo suficiente analítica, debemos indicar que lo indicado en dicho numeral no es parte de la metodología para la determinación del PRMC, sino que es una alternativa que puede ser usado por el Coordinador. Sin embargo, para evitar discrecionalidad en la aplicación de este numeral, éste ha sido eliminado de la propuesta.


El COES no solo ha eliminado el numeral 7.4.7.c), sino también ha eliminado de manera innecesariamente el numeral 7.4.7.b) en el que se precisaba que el COES podrá disponer el racionamiento de carga de los usuarios regulados de los distribuidores “cuando la carga a reducir sea un valor que no pueda ser cubierto por el total de la carga disponible a racionar de los usuarios regulados será sólo la necesaria para completar la magnitud total del racionamiento requerido”.

Por otro, es pertinente que en el estudio que elabore anualmente el COES, como parte de sus conclusiones establezca el tiempo máximo que debe considerarse para que los usuarios libres cumplan con racionar la carga dispuesta por el COES y de alguna manera se evite afectar a los usuarios regulados.

Se propone modificar y fusionar los numerales 7.4.7 y 7.4.8 de la propuesta de procedimiento PR-16.

2.9 Observación i):


“Como observación se les indica que en la formula CDR=DefT-Cft-Ce, del numeral 7.3.1, el término Deft (déficit total...) deber ser reemplazado por la demanda total del Usuario libre o distribuidor para que ello sea coherente con el ejemplo mostrado en el punto 3.1 de su Anexo A y se pueda calcular la carga disponible a racionar por usuario libre o distribuidor.

Dónde:

CDR : es la carga disponible a racionar


Deft : es el déficit total del SEIN o de la subestación (MW)

Cft : Carga total asignada para el ERACMF y ERACMT (MW)

Ce : Carga Esencial (MW)”

Respuesta del COES:

Concordamos con la observación de OSINERGMIN, por lo que en la propuesta de modificación del Procedimiento N° 16 se va corregir el numeral indicado, por lo que este numeral quedaría de la siguiente manera: “7.3.1. Cálculo de la carga disponible a racionar Sobre la base de la demanda de cada Usuario Libre o Distribuidor, se obtiene la magnitud de la carga disponible para racionar de cada uno de ellos, para los periodos de HFP y HP, mediante la siguiente relación:

CeCftDTCDR −−= Dónde: CDR : Carga disponible a racionar (MW) DT : Demanda total (MW) Cft : Carga total asignada para el ERACMF y ERACMT (MW) Ce : Carga Esencial (MW)”


La respuesta del COES satisface lo observado.

3. PROPUESTA DE MODIFICACION DEL PROCEDIMIENTO TECNICO Nº 16 del COES Considerando los análisis efectuados a las respuestas del COES a las observaciones planteadas por el OSINERGMIN y que se aprecian en el numeral 2 del presente informe, se han efectuado modificaciones a la Propuesta de Modificación del Procedimiento Técnico Nº 16 del COES “Racionamiento por Déficit de Oferta”, la misma que se muestra como Anexo 1.

Lima 08/08/2011

Ing. Roberto Tamayo Pereyra Jefe de la Unidad Generación del SEIN



RRR

ANEXO 1 SEGUNDA PROPUESTA DE

MODIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO N°16

COMITE DE OPERACION ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COES

PR-16

RACIONAMIENTO POR DÉFICIT DE OFERTA

Versión Motivo de la Revisión Fecha de Aprobación del COES

Fecha y Norma Legal de Aprobación

1.0 Primera versión del Procedimiento S.D. N° 18 del 18/10/1995 Acuerdo de Directorio

2.0 Segunda versión del Procedimiento S.D. N° 128 del 25/08/2000

Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME del

26/03/2001

3.0 Incorporación de la metodología para establecer el Programa de Racionamiento Manual de Carga

S.D. N° 378 del 23/06/2011

Contenido Página

Contenido Página................................................................................................................. 2

de 13

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COES PR-16

RACIONAMIENTO POR DÉFICIT DE OFERTA Vigencia:

xx/xx/2011

Versión: 3.0

1. OBJETIVO Establecer los criterios y metodología para determinar y evaluar el racionamiento del suministro eléctrico por déficit de oferta, así como establecer las responsabilidades del COES y de los Agentes del SEIN y las coordinaciones operativas necesarias para su adecuado cumplimiento.

El alcance de la aplicación de este procedimiento comprende a todos los Agentes del SEIN.

2. BASE LEGAL 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

2.5. Decreto Supremo Nº 020-97–EM.-Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

2.6. Decreto Supremo N° 022-2009-EM.- Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad

2.7. Resolución Directoral Nº 014-2005–EM/DGE.- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados

2.8. Estatuto del COES

3. PRODUCTO 3.1. Programa de Racionamiento Manual de Carga, con la siguiente información:

a) Empresas afectadas

b) Suministradores afectados

c) Magnitud de potencia a racionar

d) Periodo de racionamiento

4. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES 4.1. Para la aplicación del presente procedimiento, las siguientes abreviaturas tendrán el

significado que a continuación se indica:

de 13



xx/xx/2011

Versión: 3.0

a) SEIN : Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

b) PRMC : Programa de Racionamiento Manual de Carga

c) PDO : Programa Diario de Operación

d) PSO : Programa Semanal de Operación

e) PMM : Programa de Mantenimiento Mensual

f) HP : Hora Punta

g) HFP : Hora Fuera Punta

h) ERACMF: Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia

i) ERACMT: Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión

4.2. Las definiciones utilizadas en el presente procedimiento están precisadas en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC” y en la normatividad señalada en la base legal.

5. REPONSABILIDADES 5.1. Del COES 5.1.1. Determinar la carga a ser racionada en el SEIN, estableciendo el PRMC, el que

será comunicado a los Agentes del SEIN conjuntamente con el PMM, PSO, PDO y Reprogramación; o será comunicada directamente por medio electrónico.

5.1.2. Mantener actualizada una base de datos con la demanda total histórica de los Usuarios Libres y de los Distribuidores.

5.1.3. Coordinar y supervisar el cumplimiento de los PRMC establecidos en el PDO o en las Reprogramaciones.

5.1.4. Evaluar el cumplimiento del PRMC.

5.2. De los Agentes del SEIN 5.2.1. Cumplir el PRMC en forma obligatoria.

5.2.2. Los Usuarios Libres y Distribuidores verificarán que los circuitos a ser interrumpidos en la ejecución del PRMC no contengan Cargas Esenciales.

5.2.3. Los Generadores y los Distribuidores comunicarán a sus clientes cada PRMC, inmediatamente después de conocerse los programas o las reprogramaciones de la operación.

5.2.4. Los Distribuidores no podrán cortar el suministro eléctrico a Usuarios Libres de otros Suministradores que estén conectadas a sus redes, sin autorización del COES.

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5.2.5. Los Distribuidores y de los Usuarios Libres no deben incluir en la aplicación del PRMC a aquellos circuitos que estén considerados dentro del ERACMF y el ERACMT, salvo indicación distinta del COES.

5.2.6. Los Usuarios Libres y los Distribuidores enviarán al COES lo siguiente:

a) Información de su demanda total registrada en medidores y en periodos de 15 minutos, del día de Máxima Demanda del SEIN del mes pasado. Los Distribuidores enviarán la demanda totalizada de sus Usuarios Regulados.

b) Información de la magnitud de su Carga Esencial (adjuntando la calificación emitida por OSINERGMIN).

c) Información de su carga total asignada en el ERACMF y ERACMT, para periodos de HFP y HP.

d) Los Usuarios Libres y los Distribuidores afectados por el racionamiento, informarán al COES la magnitud de la carga racionada, en periodos de 15 minutos a partir de medidores electrónicos, y la hora del inicio y fin del racionamiento ejecutado (por circuitos de preferencia).

6. CRITERIOS GENERALES 6.1. El servicio eléctrico se raciona cuando en un momento determinado, la oferta eléctrica

es inferior a la demanda en el SEIN, como consecuencia de desconexiones programadas o forzadas de equipos, caudales bajos de ríos, escasez de combustibles, entre otros, que ocasione algún déficit de tal oferta.

6.2. La interrupción de suministros será calificada como racionamiento en los siguientes casos:

a) Cuando se encuentra programada como racionamiento en el PMM, PSO, PDO o en la Reprogramación, sin importar su periodo de duración.

b) Si la interrupción de suministros fue originada por eventos o fallas ocurridas durante la operación en tiempo real y su duración se mantiene por un periodo consecutivo mayor a cuatro horas. Para este último caso, si la duración de la interrupción de suministro es menor o igual a cuatro horas, será calificada como Rechazo de Carga (tratada en el marco de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos).

6.3. En situación de racionamiento, el COES y los Agentes del SEIN, privilegiarán el abastecimiento del suministro eléctrico, de acuerdo al siguiente orden de prioridad:

a) Las Cargas Esenciales calificadas por OSINERGMIN.

b) El Servicio Público de Electricidad.

c) Los Usuarios Libres.

6.4. El COES elaborará el 30 de septiembre de cada año un estudio integral para implementar los racionamientos de carga y los esquemas de rechazo automático de carga a fin de que la magnitud de los racionamientos asignados se puedan implementar y sean compatibles con las premisas y criterios considerados para

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elaborar el estudio de rechazo automático de carga y generación así como sus correspondientes resultados.

El referido estudio también debe evaluar y determinar el máximo tiempo en que deberían racionar o rechazar la carga dispuesta por el COES los usuarios libres y regulados. En el referido estudio también se analizará la posibilidad que:

6.4.1. Un Usuario Libre podrá disponer de dos esquemas de rechazo automático de

carga, el primero para una situación normal de operación y el segundo para una situación de racionamiento previo a un evento que origine la actuación del esquema de rechazo automático de carga. Para ambos casos, se debe respetar la magnitud de carga total y la magnitud de carga por etapas asignado en el estudio respectivo aprobado por el COES. El COES dará la conformidad a los esquemas a implementar.

6.4.2. Para los casos en que el déficit es mayor a la carga de los Usuarios Libres disponible para racionar, el COES bajo sustento respectivo, podrá incrementar la carga disponible a racionar de los Usuarios Libres, considerando las cargas asignadas a las etapas de los esquemas automáticos de rechazo de carga.

7. DESCRIPCIÓN DE LAS ETAPAS DEL PROCESO 7.1. Proceso para establecer la magnitud del déficit total 7.1.1. Con la información disponible y mediante el balance de oferta de generación y

demanda, el COES determinará la magnitud del déficit total del SEIN o de una subestación y su tiempo de duración.

7.1.2. Con la finalidad de minimizar la magnitud del racionamiento manual de carga, el COES realizará previamente las siguientes acciones en el orden establecido:

a) Postergar o suspender las actividades de mantenimiento que puedan afectar la seguridad del SEIN o disminuyan la capacidad de oferta de generación.

b) Coordinar el ajuste de descargas de los embalses de regulación.

c) Coordinar con los Suministradores la posibilidad de reducir la carga retirada por sus clientes del SEIN, la cual será abastecida por generación propia de sus clientes en igual magnitud. La compensación de los costos incurridos se realizará bajo mecanismos previamente establecidos entre los Suministradores y sus clientes.

d) Disminuir la magnitud de la Reserva Secundaria de Frecuencia. La magnitud de Reserva Primaria de Frecuencia se mantendrá en el valor asignado.

7.1.3. Con la magnitud y ubicación de la carga total a ser racionada, el COES, calculará la magnitud de la carga que será racionada por cada empresa de acuerdo a lo establecido en los numerales 7.2 y 7.3.

7.2. Proceso para establecer el universo de usuarios para el PRMC 7.2.1. Las demandas a considerar para los Usuarios Libres y Distribuidores serán las

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registradas a la misma hora de la mayor demanda de los periodos de HP y HFP del día de máxima demanda del SEIN del mes anterior. El día de máxima demanda del SEIN es determinado por el COES.

7.2.2. Los Usuarios Libres y Distribuidores deberán actualizar o corregir el valor de su demanda histórica a través del envío de información para la elaboración del PDO y PSO. A falta de información o datos que no reflejen la verdadera demanda, el COES sobre la base de la mejor información disponible, podrá actualizar estos valores.

7.2.3. Si un Usuario Libre tiene dos o más cargas ubicadas en diferentes subestaciones, éstas serán sumadas para obtener un único valor de demanda por Usuario Libre. En caso que el racionamiento afecte a una subestación específica, se considerará sólo la carga ubicada en la subestación afectada.

7.2.4. Para el PDO, PSO y para el PMM, el universo de usuarios para establecer el PRMC del SEIN se determinará seleccionando sólo a los Usuarios Libres con una demanda total superior o igual a 2.5 MW.

7.2.5. Para la Reprogramación y durante la operación en Tiempo Real, el universo de usuarios para establecer el PRMC del SEIN se determinará seleccionando sólo a los Usuarios Libres con demanda total superior o igual a 10 MW, o la potencia que sustente y determine la Dirección Ejecutiva.

7.2.6. Para los casos que el racionamiento se aplique a una subestación, tanto para el PDO, PSO, PMM o la Reprogramación, el universo de usuarios para el PRMC será determinado primero considerando a los Usuarios Libres con carga mayor a 2,5 MW conectados a tal subestación. Si con esto no se cubre la carga a racionar, se considerará a todos los Usuarios Libres y los Usuarios Regulados con carga mayor a 0,2 MW. Si aun así no se llegase a cubrir la carga a racionar, se procederá a racionar a los Usuarios Regulados.

7.3. Proceso para establecer la magnitud de racionamiento de los usuarios

afectados 7.3.1. Cálculo de la carga disponible a racionar

Sobre la base de la demanda de cada Usuario Libre o Distribuidor, se obtiene la magnitud de la carga disponible para racionar de cada uno de ellos, para los periodos de HFP y HP, mediante la siguiente relación:

CeCftDTCDR −−=

Donde:

CDR : Carga disponible a racionar (MW)

DT : Demanda Total (MW)

Cft : Carga total asignada para el ERACMF y ERACMT (MW)

Ce : Carga Esencial (MW).

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7.3.2. Cálculo del factor de participación K

El factor de participación “K” que afectará a la carga del Usuario Libre o Distribuidor, se calcula mediante la siguiente relación:

ni

CDRi

DefTK n

.....3,2,11

=

=

∑

Donde:

K : Factor de participación

DefT : Déficit total del SEIN o de la subestación (MW)

CDRi : Carga disponible a racionar de la empresa i (MW)

n : Número total de empresas

7.3.3. Cálculo de la magnitud de racionamiento de carga Sobre la base del factor de participación “K” y con la magnitud del déficit total del SEIN o cuando sea el caso de una subestación, se obtiene la magnitud de potencia que cada una de ellas debe racionar, mediante la siguiente relación:

niCDRiKRi

.....3,2,1*

=

=

Donde:

Ri : Magnitud de racionamiento de carga de la empresa i (MW)

7.3.4. Para una mejor comprensión de la metodología para establecer la magnitud de

racionamiento de carga de los usuarios afectados, se incluye un ejemplo en el Anexo A del presente procedimiento.

7.4. Proceso de ejecución del PRMC 7.4.1. En caso sea necesario, el COES actualizará el PRMC establecido en el PDO,

considerando las actualizaciones de las variables de demanda, generación y otros. Este PRMC actualizado será comunicado a los Agentes del SEIN.

7.4.2. El COES comunicará a los Suministradores y/o Distribuidores, y estos a su vez a sus clientes (Usuarios Libres) el inicio de aplicación del PRMC. Cuando el COES lo considere necesario, podrá comunicarlo directamente al Usuario Libre.

7.4.3. Los Usuarios Libres y los Distribuidores procederán a racionar su carga de acuerdo

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a lo solicitado por su Suministrador y/o el COES. Posteriormente confirmarán a su Suministrador, y estos a su vez al COES, la hora y magnitud del racionamiento de carga ejecutado.

7.4.4. Los Usuarios Libres y los Distribuidores, bajo autorización del COES, podrán reemplazar parte o el total de su carga a ser racionada, mediante el ingreso de unidades de generación propias.

7.4.5. Los Usuarios Libres que por inflexibilidades propias de su carga no puedan cumplir con la magnitud de racionamiento asignada en el PRMC, deberán interrumpir una magnitud superior de carga que le sea factible racionar.

7.4.6. El COES, mediante las señales en tiempo real, supervisará el cumplimiento del PRMC y dispondrá las modificaciones necesarias ante desviaciones del mismo. Si luego de quince (15) minutos o el tiempo que para ello determine el COES mediante la elaboración del estudio a que se hace referencia en el numeral 6.4 que se emita la orden de ejecutar el PRMC, un Usuario Libre o Distribuidor no cumpliera el PRMC o racione una magnitud de carga menor de la programada, el COES comunicará al Usuario Libre o Distribuidor para que en un plazo máximo de quince (15) minutos se sujete al PRMC. De persistir el incumplimiento, el COES podrá disponer con el respectivo Suministrador la desconexión de cargas del Usuario Libre o Distribuidor.

7.4.7. El COES podrá disponer el racionamiento de carga de los Usuarios Regulados de los Distribuidores en los siguientes casos:

a) Cuando el déficit de oferta lleve al SEIN a un Estado de Emergencia y se requiera con urgencia la desconexión de carga. Luego, de restablecido el SEIN a su Estado Normal se procederá a racionar a los Usuarios Libres para permitir recuperar el suministro de los Usuarios Regulados.

b) Cuando la carga a reducir sea un valor que no pueda ser cubierto por el total de la carga disponible a racionar de los Usuarios Libres. La magnitud de carga a reducir de los Usuarios Regulados será sólo la necesaria para completar la magnitud total del racionamiento requerido.

8. EVALUACIÓN DEL RACIONAMIENTO 8.1. La evaluación del racionamiento se efectuará sobre la base de la información requerida en el numeral 5.2.6 y la remitida por los Agentes en cumplimiento del Procedimiento Técnico Nº 3 del COES, o norma que lo sustituya. El COES podrá requerir información adicional, referente a la magnitud y el periodo de racionamiento ejecutado.

8.2. Sobre la base de la información recibida, dentro del plazo establecido en el numeral 9, el COES realizará la evaluación del cumplimiento del programa de racionamiento, comunicándolo al OSINERGMIN y publicándolo en su portal de internet.

8.3.Se considera que una empresa cumplió con el racionamiento cuando la potencia y energía racionada es mayor o igual al 95% del valor indicado por el COES.

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9. HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS 9.1. El plazo para la recepción de información de la demanda total de medidores del día

de Máxima Demanda del mes anterior, será el día diez de cada mes.

9.2. El plazo de recepción de la información de la magnitud y ubicación de la Carga Esencial será el 10 de enero de cada año.

9.3. El plazo de recepción de la información de la magnitud de carga total asignada para el ERACMF y ERACMT para periodos de HFP y HP será el 10 de enero de cada año.

9.4. El plazo de recepción de la información de la magnitud de carga racionada y la hora de inicio y fin del racionamiento ejecutado será como máximo de 60 horas desde el inicio de la situación de racionamiento.

9.5. El COES diariamente efectuará la evaluación preliminar inicial del cumplimiento de los racionamientos y lo incluirá como parte del informe de ejecución de la operación diaria. Asimismo, dentro de las 72 h de iniciado el racionamiento, el COES efectuará la evaluación preliminar con la información reportada por las empresas conforme se indica en el numeral 5.2.6.

9.6. El plazo para que el COES realice la evaluación final del cumplimiento del racionamiento será de treinta (30) días hábiles de ejecutado el racionamiento.

10. ANEXOS

Anexo Descripción

A Ejemplo de aplicación de la metodología para determinar la magnitud de racionamiento de los usuarios afectados

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ANEXO A

EJEMPLO DE APLICACIÓN DELA METODOLOGIA PARA DETERMINAR LA MAGNITUD DE RACIONAMIENTO DE LOS USUARIOS AFECTADOS

1. CONSIDERACIONES 1.1. De acuerdo a las evaluaciones energéticas realizadas, se ha determinado en el PDO

que se requiere racionar 50 MW por déficit de energía en todo el SEIN para periodos de Hora Fuera Punta (HFP) entre las 11:00 y 18:00 horas

1.2. Para este ejemplo, se va a tomar como muestra sólo a un grupo de Usuarios Libres del SEIN.

2. PROCESO PARA ESTABLECER EL UNIVERSO DE USUARIOS DEL PRMC 2.1. En el cuadro siguiente se muestra la magnitud informada del ERACMF y ERACMT de

los Usuarios Libres.

Antam

ina

Cajam

arqu

illa

Side

rper

u

Inter

bank

Jock

ey

Plaz

a

Molyc

op

San

Jacin

to

Ceme

ntos

ma

Ceme

ntos

no

Yana

coch

a

Ceme

ntos

yo

ERACMF (MW) 30.0 38.0 17.5 0.7 3.9 1.2 1.8 14.0 3.0 25.0 8.0 ERACMT (MW) 0.0 5.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 2.0 0.0 5.0 0.0

2.2. A partir del diagrama de carga del día de Máxima Demanda del SEIN, se determina la hora que se produjo la mayor demanda del SEIN en HFP. Para este ejemplo, la mayor demanda se registró a las 11:45 horas.

2.3. Luego, seleccionamos los valores de demandas de las empresas para la hora indicada en el numeral anterior y se obtiene lo siguiente:

Hora MD de HFP

tamina

(MW

)

arqu

illa (M

W)

derp

eru (

MW)

erba

nk (M

W)

Jock

ey

(MW

)

Molyc

op (M

W)

San

nto (M

W)

Ceme

ntos

W) Ce

mento

s

W)

acoc

ha (

MW)

Ceme

ntos

W)

29-01-10 11:45:00 76.6 95.2 43.7 1.7 9.1 3.1 4.6 35.7 7.5 62.7 19.9

2.4. Sobre la base del cuadro anterior, seleccionamos sólo a los Usuarios Libres con una demanda mayor a 2.5 MW (para el caso del PDO), con lo cual se obtiene 10 Usuarios Libres para el PRMC.

Hora MD de HFP

Antam

ina (M

W)

Cajam

arqu

illa (M

W)

Side

rper

u (MW

)

Jock

ey

Plaz

a (MW

)

Molyc

op (M

W)

San

Jacin

to (M

W)

Ceme

ntos

Lima (

MW)

Ceme

ntos

Andin

o (MW

)

Yana

coch

a

(MW

)

Ceme

ntos

Paca

smay

o (MW

)

Núm

ero

de U

suar

ios L

ibre

s

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29-01-10 11:45:00 76.6 95.2 43.7 9.1 3.1 4.6 35.7 7.5 62.7 19.9 10

3. PROCESO PARA ESTABLECER LA MAGNITUD DE RACIONAMIENTO DE LOS USUARIOS AFECTADOS 3.1. Aplicando la fórmula mostrada en el numeral 7.3.1 del presente Procedimiento, se

obtiene la magnitud de la carga disponible a racionar por cada Usuario Libre, que se muestra en el siguiente cuadro:

Antam

ina

Cajam

arqu

illa

Side

rper

u

Jock

ey

Plaz

a

Molyc

op

San

Jacin

to

Ceme

ntos

Lima

Ceme

ntos

Andin

o

Yana

coch

a

Ceme

ntos

Paca

smay

o

Demanda Usuario Libre (MW) 76.6 95.2 43.7 9.1 3.1 4.6 35.7 7.5 62.7 19.9 ERACMF(MW) 30.0 38.0 17.5 3.9 1.2 1.8 14 3.0 25.0 8.0 ERACMT (MW) 0.0 5.0 0.0 1.0 0.0 0.0 2.0 0.0 5.0 0.0

Carga disponible a racionar (MW) 46.6 52.2 26.2 4.2 1.9 2.8 19.7 4.5 32.7 11.9

3.2. Aplicando las fórmulas mostradas en los numerales 7.3.2 y 7.3.3 del presente Procedimiento se obtiene el factor de participación “K” y la magnitud del racionamiento de carga para cada Usuario Libre.

Antam

ina

Cajam

arqu

illa

Side

rper

u

Jock

ey

Plaz

a

Molyc

op

San

Jacin

to

Ceme

ntos

LIm

a

Ce

mento

s

Andin

o Ya

naco

cha

Ceme

ntos

Paca

smay

o

Total

Carga disponible a racionar (MW) 46.6 52.2 26.2 4.2 1.9 2.8 19.7 4.5 32.7 11.9 202.7

K 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466 0.2466

Carga a Racionar (MW) 11.5 12.9 6.5 1.0 0.5 0.7 4.9 1.1 8.1 2.9 50

3.3. Finalmente el PRMC, queda establecido de la siguiente manera:

RACIONAMIENTO DE CARGA EN HORA FUERA PUNTA

EMPRESA SUMINISTRADOR Factor K Racionamiento (MW) Hora Inicio Hora Final

Antamina EDEGEL 0.2466 11.5 11:00 18:00 Cajamarquilla EDEGEL 0.2466 12.9 11:00 18:00

Siderperu EDEGEL 0.2466 6.5 11:00 18:00 Jockey Plaza EDEGEL 0.2466 1.0 11:00 18:00

Molycop EDEGEL 0.2466 0.5 11:00 18:00 San Jacinto EDEGEL 0.2466 0.7 11:00 18:00

Cementos Lima TERMOSELVA 0.2466 4.9 11:00 18:00 Cementos Andino KALLPA, ELECTROCENTRO 0.2466 1.1 11:00 18:00

Yanacocha TERMOSELVA 0.2466 8.1 11:00 18:00 Cementos Pacasmayo EGENOR,KALLPA 0.2466 2.9 11:00 18:00

TOTAL 50.0

MEMORANDO GFE-2011-820 · primero para situaciones normales de operación, y el segundo para...

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