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Informe N° 0445-2010-GART

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Análisis de las Opiniones y Sugerencias Recibidas

Lima, diciembre de 2010

OSINERGMIN Informe N° 0445-2010-GART

Procedimiento Técnico del COES “Cálculo de la energía dejada de inyectar por causas ajenas al Generador RER” - Análisis de las Opiniones y Sugerencias Recibidas

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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 2

1.1. ANTECEDENTES ................................................................................................... 2

2. OBSERVACIONES TRASLADADAS AL COES ................. ........................................ 5

2.1. COMENTARIOS DE ENERGÍA EÓLICA S.A. ............................................................... 5

2.2. COMENTARIOS DE PARQUE EÓLICO MARCONA S.A. ...................................... 14

2.3. COMENTARIOS DE APEGER ............................................................................... 17

3. CONCLUSIONES .......................................................................................................22

4. PROCEDIMIENTO TÉCNICO.....................................................................................23

ANEXO A ........................................... ...............................................................................28



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1. Introducción

1.1. Antecedentes Con fecha 02 de mayo de 2008, se publicó en el diario oficial El Peruano, el Decreto Legislativo N° 1002 (en adelante “DL1002”), norma para promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (“RER”). Esta norma fue complementada mediante el Decreto Supremo Nº 050-2008-EM, que aprobó el Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (en adelante “Reglamento RER”). Sobre el particular, uno de los mecanismos de promoción de la generación de electricidad con RER (en adelante “Generación RER”) es el otorgamiento de un ingreso anual garantizado a aquellos generadores que resulten adjudicatarios de los procesos de subasta que se realizarán conforme a los requerimientos que establezca el Ministerio de Energía y Minas.

Al respecto, con fechas 12 de febrero y 23 de julio de 2010 se llevaron a cabo los actos públicos de adjudicación de la primera y segunda convocatorias de la Primera Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, cuyas Bases Consolidadas fueron aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas.

De acuerdo con el numeral 1.2.22 de las mencionadas Bases1, el Comité de Operación Económica del Sistema (COES2) debe establecer el procedimiento para determinar la energía dejada de inyectar por causas ajenas al generador RER.

1 1.2.22 Factor de Corrección: Es la proporción entre las inyecciones netas de energia más la energía dejada de inyectar

por causas ajenas al Generador RER respecto de la Energía Adjudicada. Se aplica cuando su valor es menor a uno (1.0). La energía dejada de inyectar por causas ajenas al Generador RER será determinada según el correspondiente Procedimiento del COES.



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Sobre el particular, de acuerdo con la norma “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 476-2008-OS/CD, cualquier propuesta de procedimiento por parte del COES debe presentarse a OSINERGMIN debiendo contar con un contenido mínimo3, siendo el proyecto de resolución que lo apruebe definitivamente elaborado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART)4 de OSINERGMIN.

En atención a las normas antes mencionadas, el COES presentó con carta COES/D-353-2010 su propuesta de Procedimiento Técnico denominado “Cálculo de la Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador RER”, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por OSINERGMIN.

Mediante aviso publicado en el diario oficial El Peruano el 02 de junio de 2010 se comunicó sobre la propuesta recibida (y publicada en la página Web de OSINERGMIN) para recibir opiniones y sugerencias de parte de los interesados.

2 En adelante, se utilizarán indistintamente los términos COES ó COES-SINAC para hacer referencia al Comité de

Operación Económica del Sistema. 3 Artículo 6°.- Contenido de la propuesta

6.1 La propuesta de Procedimiento Técnico debe estar dirigida al OSINERGMIN, adjuntando los respectivos estudios (económico, técnico y legal) detallados que sustenten su necesidad y fundamentos.

6.2 Asimismo, el Procedimiento Técnico propuesto, deberá contener, como mínimo, lo siguiente:

a) Objetivos.- La propuesta debe señalar con qué propósito se pretende aprobar el Procedimiento Técnico.

b) Marco Legal.- Debe indicarse las normas que sirven de sustento a la formulación de la propuesta.

c) Responsabilidades.- La propuesta debe señalar las responsabilidades que genere para el COES y los Agentes, distinguiendo cada una de ellas en razón de sus obligaciones y facultades.

d) Metodología.- La propuesta deberá señalar en forma detallada el procedimiento a ser implantado con el Procedimiento Técnico e incluir ejemplos prácticos para una mejor comprensión de la metodología.

e) Disposiciones modificatorias.- Las normas o Procedimientos Técnicos que serían modificadas o derogadas.

El cumplimiento del requisito establecido en el literal d) sólo se tendrá en cuenta si la propuesta de Procedimiento Técnico amerita su inclusión.

4 Artículo 10°.- Órgano Competente

10.1 La GART de OSINERGMIN tiene a su cargo la promoción, realización, conducción y ejecución de las distintas etapas y plazos que componen los procedimientos de aprobación de los Procedimientos Técnicos.

10.2 La propuesta del proyecto de Resolución que aprueba definitivamente un Procedimiento Técnico, será elaborado por la GART de OSINERGMIN y puesto a consideración de su Consejo Directivo.



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Posteriormente, mediante Oficio N° 0474-2010-GART s e comunicó al COES las observaciones a la propuesta, a las cuales el COES ha respondido con una nueva propuesta remitida mediante carta COES/D-551-2010 cuyo análisis se desarrolló en los Informes N° 0336-2010-GART y N° 338-2010-GAR T, de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y la Asesoría Legal Interna de la GART, respectivamente.

Posteriormente, mediante Resolución OSINERGMIN N° 2 29-2010-OS/CD, publicada en el diario oficial El Peruano el 01 de octubre de 2010, y en el marco de lo dispuesto por la Ley N° 28832, OSINERGMIN dispus o la publicación del proyecto de resolución que aprueba el Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del Sistema “Cálculo de la Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador RER” (en adelante “PROPUESTA ó “PROYECTO””), otorgando un plazo de quince (15) días calendario, contados desde la fecha de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias al proyecto de norma prepublicada a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.

Dentro del plazo señalado, las empresas Energía Eólica S.A., Parque Eólico Marcona SRL y la Asociación Peruana de Energías Renovables (APEGER) presentaron sus observaciones a la PROPUESTA.

Dado que las observaciones no fueron planteadas con anterioridad al COES, mediante Oficio N° 0768-2010-GART se realizó el tra slado de las mismas a fin de que dicho Comité emita su opinión o, a su criterio, la modificación de la PROPUESTA.

Con fecha 13 de diciembre de 2010, el COES remitió su absolución de observaciones a la PROPUESTA, las cuales se analizan a continuación, junto con el resto de las observaciones recibidas.



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2. Observaciones trasladadas al COES

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

2.1. Comentarios de Energía Eólica S.A.

1.1.1 Comentarios respecto del numeral 3 del PROYECTO

Transcripción del Comentario

“Respecto a la definición del EDI:

Según el proyecto de resolución, se define EDI: “Es la energía que un Generador RER no produjo debido a causas ajenas a él. Esta definición es aplicable para aquellas tecnologías de Generación RER que utilicen recursos energéticos renovables que no pueden ser almacenados”.

Del párrafo precedente se desprende que no se puede fijar una producción de energía firme al generador de energía que utiliza recursos energéticos renovables; como el viento o el sol, porque son muchos los factores que pueden condicionar su rendimiento, por más diligente que sea, tanto en un sistema de medición, como en el adecuado mantenimiento de sus máquinas.



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Es por ello, que el espíritu de la Ley es proteger a través de este procedimiento la generación renovable, cuyo recurso no puede ser controlado (a diferencia de la biomasa o las centrales hidroeléctricas con embalse). En el caso concreto de la energía eólica, la variabilidad del viento repercute sobre la producción de energía obtenida.

Es importante además tener en cuenta que las previsiones del comportamiento del viento no pueden ser nunca exactas, motivo por el cual; sería por demás injusto penalizar doblemente a una generadora de energía que disminuye su producción, no por sus generadores, sino por fuerzas externas a él, tal como se señala en el estudio realizado por el Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos de la Universidad de Zaragoza (Anexo 1-A).”

Respuesta del COES

Señala el COES que, de acuerdo al numeral 1.15 del Artículo 1° del Reglamento RER y el numeral 1.2.37 de las Bases Consolidadas para la Primera Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables (en adelante, las BASES), se considera como Postor a aquella persona natural o jurídica que participa en la Subasta presentando su oferta y que cumple los requisitos señalados en el numeral 2.5 de las BASES (Contenido del Sobre de Calificación) y que, el numeral 1.4.1 de las BASES señala que los Postores participan en la Subasta bajo su propia y exclusiva responsabilidad y basan su decisión en sus propias investigaciones, estudios, cálculos económicos, cálculos financieros, entre otros.

De este modo, continua el COES, que el numeral 2.5.8 de las BASES, en concordancia con el Artículo 10° del Reglamento RER , señala que cada Postor entregará un Sobre de Calificación por cada proyecto que presente a la misma, el cual deberán contener un Estudio de Prefactibilidad que considere un período no menor de un (1) año de mediciones en caso de tecnología eólica y que, conforme a ello, queda claro que los Postores que participaron en la SUBASTA con tecnología eólica tenían que elaborar su oferta sobre la base de su propio estudio de medición de viento, por lo cual el riesgo de su variabilidad ya se encuentra internalizado en sus respectivas ofertas, al ser un riesgo inherente a todo proyecto de generación eólica, ocurriendo lo mismo en proyectos de generación hidroeléctrica con centrales de pasada, dado que la estacionalidad de los caudales constituye un riesgo inherente a tales proyectos.

Concluye el COES que, la variabilidad del viento es un riesgo inherente al negocio del generador eólico que debe ser asumido por el propio titular y por ello, de aceptarse la propuesta de la referida empresa, se estaría desvirtuando el modelo económico de competencia utilizado en la Subasta, por lo que considera que no debe incluirse la variabilidad del viento dentro de las causas ajenas al generador RER consideradas para el cálculo de la EDI en el numeral 5.2 del Proyecto.

Análisis de OSINERGMIN

Respecto a este comentario, se precisa que la definición 1.2.20 (Energía Adjudicada) de las BASES, establece que la Energía Adjudicada es la cantidad anual de energía activa expresada en MWh y estipulada en el Contrato que la Sociedad Concesionaria se obliga a suministrar a la Tarifa de Adjudicación



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respectiva [el subrayado es nuestro]. Por ello, la variabilidad del viento no es un criterio a considerar en el cálculo de la EDI debido a que dicho factor fue (o debió ser) internalizado en la propuesta del postor, en la oportunidad del Proceso de Subasta.

Asimismo, en el marco del Proceso de la Primera Subasta con Recursos Energéticos Renovables, las BASES establecieron las condiciones de participación para dicho proceso indicando, entre otros, las consecuencias de una inadecuada estimación de la producción energética del generador RER Adjudicatario, por ejemplo:

i) El Numeral 1.4.1 de las Bases establece “…que los postores participan en la subasta bajo su propia y exclusiva responsabilidad y basan su decisión en sus propias investigaciones, estudios, exámenes, inspecciones, cálculos económicos, cálculos financieros, visitas, entrevistas y otros como parte de su propio due dilligence”. Por lo tanto, los riesgos que implique una producción inferior de la energía anual ofertada debido a las variaciones del recurso energético son de su responsabilidad.

ii) De acuerdo a lo indicado en el literal d) del numeral 7.2 de las Bases se especificó que cuando las inyecciones netas de energía en un Periodo Tarifario fueran menores a la Energía Adjudicada, la Tarifa de Adjudicación sería reducida aplicando el Factor de Corrección.

iii) Además, en el literal e) del numeral 7.2 de las Bases se estableció que: “Si durante los primeros cuatro (04) Periodos Tarifarios desde la puesta en operación, el promedio de las inyecciones netas de energía de la planta de generación RER es menor a su Energía Adjudicada, la Sociedad Concesionaria RER podrá solicitar al Ministerio el reajuste de dicha Energía Adjudicada para reducirla, por única vez, hasta un ochenta y cinco por ciento (85%) de su Energía Adjudicada, renunciando al nivel anterior. En el caso que el Ministerio acepte el reajuste, se tendrá como Energía Adjudicada la energía así reducida.” Es decir, tal como se indica en este literal, las BASES previeron la existencia de un mecanismo de ajuste de la Energía Adjudicada ante posibilidades, por ejemplo, de una inadecuada estimación de su energía anual ofertada por parte un generador RER Adjudicatario.

iv) Por otro lado, en la etapa de consultas del Proceso de Subasta se respondieron consultas relacionadas a este comentario. En particular, la respuesta a la consulta Nº 104 y, contenida en la Circular Nº 04 de fecha 25 de noviembre de 2009, y las respuestas a las consultas Nº 237 y N° 259, contenidas en la Circular Nº 05 de fecha 02 de diciembre de 2009, que se transcriben en el Anexo A del presente Informe Técnico, absuelven las observaciones en relación a las incertidumbres sobre la producción de energía asociada a las tecnologías RER.

v) Finalmente, es necesario resaltar que la variabilidad del viento, la degradación de los paneles solares, la estacionalidad del caudal de los ríos, entre otros, son situaciones reales innegables que son parte inherente de los



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insumos o de las características de las instalaciones de las energías renovables pero que, sin embargo, no pueden formar parte de las causas ajenas a ser reconocidas en el procedimiento, dado que éstas fueron consultadas y de alguna manera internalizadas por los postores en sus ofertas considerando que, como se ha demostrado líneas arriba, la normativa vigente no reconocía ningún factor asociado al insumo como criterio para ser descontado de la Energía Adjudicada.

En ese sentido, se observa que el análisis del COES es coherente con el análisis realizado, por lo que la variabilidad del viento no puede ser considerada dentro de las causas ajenas al generador RER tomadas en cuenta para el cálculo de la EDI. Asimismo, dado que no está en discusión el cálculo de la energía firme de una instalación eólica, el estudio presentado por Energía Eólica S.A. no corresponde a un aspecto a ser tratado o analizado en el presente proceso de aprobación de la PROPUESTA.

Conclusión

De acuerdo a lo previamente desarrollado, se considera que esta observación no debe ser acogida.

1.1.2 Comentarios respecto del literal c) del numeral 4.1 del PROYECTO


“Respecto a la responsabilidad del Titular de Generación, se establece lo siguiente:

‘Presentar un informe técnico que sustente la obtención de la curva de potencia de la central RER declarada (…)’.

El presente inciso, no se establece qué requisitos debe cumplir este informe técnico, ni tampoco menciona con que periodicidad se debe actualizar.

Sugerimos establecer que el mencionado informe sea suscrito por un especialista (ingeniero) y que la periodicidad de actualización sea anual, en base a la información registrada el año anterior.”

Respuesta del COES

Indica el COES que, con relación a la sugerencia i) modificará el texto del literal c) especificando la necesidad del respaldo de un profesional que avale el informe técnico y, respecto a la sugerencia ii) (periodicidad), dado que la curva de potencia requerida para este caso depende principalmente de la infraestructura (número de unidades de generación y su eficiencia, su disposición y otros aspectos independientes del recurso energético), no se debería necesitar actualizaciones frecuentes, salvo que se produzcan variaciones importantes en la central o cuando haya sufrido repotenciaciones.

Según lo indicado previamente, el COES propone la siguiente redacción para el texto del literal c) del numeral 4.1 de la PROPUESTA:



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4.1. Del Titular de Generación:

(. ..)

c. Presentar un informe técnico, refrendado por ingeniero especialista en la tecnología RER correspondiente , que sustente la obtención de la curva de potencia de la central RER declarada, de conformidad con el literal c. del numeral 5.1 del presente procedimiento.

Este informe se presentará al ingreso de nuevas ins talaciones y será actualizado cada cinco años o cuando dichas in stalaciones experimenten modificaciones importantes o hayan sid o repotenciadas. Sin perjuicio de ello, el COES podrá requerir la presentación de este informe cuando lo considere ne cesario .


Se considera que las modificaciones a la PROPUESTA planteadas por el COES son satisfactorias.

Conclusión

Por lo manifestado en el párrafo anterior, se considera que esta observación ha sido acogida.

1.1.3 Comentarios respecto del primer párrafo del numeral 5.1 del PROYECTO


“Sobre la información requerida para la determinación de la EDI se señala que:

‘La información requerida para el cálculo de la EDI debe ser entregada en la oportunidad y forma que determine el COES’.

Sugerimos que la información que requieren en los incisos a, b y c de dicho numeral sean remitidos por cada mes calendario finalizado, para que de esta manera el cálculo de la EDI se base en mediciones contrastadas en ese periodo de tiempo determinado y no en previsiones que al tratarse de recursos como el viento, tienen una alta variabilidad.”

Respuesta del COES

Menciona el COES que, cuando se trata de evaluar temas relacionados a la operación, los mismos se realizan sobre la base de información ejecutada y que para este efecto y de acuerdo al desarrollo de los procesos internos del COES, éste solicitará la información necesaria a los generadores RER en la oportunidad y forma que corresponda a dichos procesos.

Concluye el COES que, dado que sus procesos internos son dinámicos y se adaptan a las necesidades cambiantes del SEIN o la tecnología aplicable, la forma



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y oportunidad de la solicitud de información resulta un tema dinámico, por lo que ve conveniente mantener la redacción propuesta en el Proyecto respecto a la observación.


Se considera que el sustento presentado por el COES es correcto.

Conclusión

Por lo manifestado en el párrafo anterior, se considera que esta observación no amerita una modificación de la PROPUESTA.

1.1.4 Comentarios respecto del último párrafo del numeral 5.1 del PROYECTO


“…respecto a la información requerida para el cálculo de la EDI, establece lo siguiente:

‘El COES podrá constatar las mediciones indicadas en los literales a) y b) anteriores mediante mediciones propias’.

Se debe especificar cuál será el procedimiento a seguir en caso se encuentre diferencias entre lo medido por el COES y los registros del Generador RER. Sin ánimo de oponerse a esta medida, cabe mencionar que en la actualidad esta constatación con mediciones propias no se practica con ningún agente del mercado.”

Respuesta del COES

Indica el COES que, el objetivo de las mediciones que realizaría es el de constatar los registros de mediciones remitidos por el generador, ya que, diferencias no explicadas por los niveles de precisión de los instrumentos, provocarían que las lecturas del generador se mantengan observadas lo que iniciará un proceso de identificación de errores de medición. Entre tanto, adiciona el COES que, provisionalmente utilizaría sus mediciones para el cálculo de la EDI correspondiente a los periodos observados hasta tener identificada la información válida. Una vez identificada la medición válida se procedería a realizar el cálculo definitivo.

Según lo indicado previamente, el COES propone complementar la PROPUESTA de la siguiente manera:

5.1. Información Requerida.

(. ..)

El COES podrá constatar las mediciones indicadas en los numerales a) y b) anteriores mediante mediciones propias. De existir



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diferencias no explicadas por los niveles de precis ión de los instrumentos, se iniciará un proceso de identificac ión de errores de medición. Entre tanto, el COES utilizará de mane ra provisional sus mediciones para el cálculo de la EDI correspond iente a dichos periodos hasta tener identificada la medició n válida, luego de lo cual se realizara el cálculo definitivo .



Conclusión


1.1.5 Comentarios respecto del numeral 5.2 del PROYECTO


“…respecto a la identificación de los periodos en los que se calcula la EDI, sugerimos incluir, en un inciso adicional, aquellos periodos en los que se interrumpa o reduzca la producción del Generador RER por disposiciones del Coordinador y/o por razones de seguridad del SEIN.

Asimismo, sugerimos incluir en un inciso adicional: interrupciones o reducciones de producción de energía de Centrales Eólicas originadas por la variabilidad del viento expresada como la diferencia entre la energía disponible y el promedio que se produciría a largo plazo del recurso.”

Respuesta del COES

Indica el COES que, respecto a la sugerencia i), las interrupciones o reducciones ordenadas por el Coordinador por razones de seguridad están contempladas dentro del numeral 5.2 literal b), bajo el concepto "problemas eléctricos" por lo tanto no es necesario especificarlo explícitamente y; finalmente, respecto a la sugerencia ii), no considera factible la inclusión de la variabilidad del viento por los motivos que expuso en respuesta a los comentarios de la observación contenida en la sección 1.1.1 del presente Informe.


Se considera que el sustento presentado por el COES es correcto.

Conclusión




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1.1.6 Comentarios respecto del literal d) del numeral 5.2 del PROYECTO


“Este numeral señala que:

’d) Otras interrupciones o reducciones de producción de Centrales de Generación RER que constituyan caso fortuito o fuerza mayor calificadas por OSINERGMIN, siempre y cuando, ésta corresponda a una alteración en las condiciones de suministro, especificadas en las disposiciones que emita OSINERGMIN ’ (el resaltado es nuestro).

Sugerimos detallar cuáles son éstas condiciones de suministro, toda vez que al tratarse de un Procedimiento Técnico del COES, es necesario su esclarecimiento.”

Respuesta del COES

Indica el COES que, de acuerdo a lo señalado en el numeral 6 del Anexo N° 1 del Oficio N° 768-2010-GART, corresponde a OSINERGMIN a nalizar la sugerencia e incorporar, de ser el caso, las precisiones que correspondan, al tratarse de funciones de dicha entidad.


Tal como señala la Gerencia de Fiscalización Eléctrica mediante memorando GFE-1753-2010, cuyo texto se reproduce a continuación:

…

El artículo 87° de la Ley N° 25844, Ley de Concesio nes Eléctricas (LCE), establece lo siguiente: “Los concesionarios podrán variar transitoriamente las condiciones de suministro por causa de fuerza mayor, con la obligación de dar aviso de ello a los usuarios y al organismo fiscalizador, dentro de las cuarentiocho horas de producida la alteración”.

Asimismo, el artículo 169° del Reglamento de la cit ada Ley (Decreto Supremo N° 009-93-EM) señala que: “corresponde a OS INERG la comprobación y calificación de la causa de fuerza mayor a que se refiere el Artículo 87° de la Ley”.

En tal sentido, conforme lo establece el mencionado artículo 169° del Reglamento de la LCE, corresponde a OSINERG la calificación como fuerza mayor de las causas que originen la variación transitoria de las condiciones del suministro, a que se refiere el artículo 87° de la LCE.

…

Por tal razón, sugiere que el literal d) del numeral 5.2 en mención, debería ser redactado de la siguiente forma:

“Otras interrupciones o reducciones de producción de centrales de Generación RER que constituyan caso fortuito o fuerza mayor, calificadas por



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OSINERGMIN, siempre y cuando ésta corresponda a una alteración en las condiciones de suministro”.

De esta manera, en la oportunidad que se solicite la calificación de fuerza mayor, OSINERGMIN analizará la situación específica que se haya presentado de alteración de la condición de suministro, para emitir su pronunciamiento respectivo.

Conclusión


1.1.7 Con relación al Procedimiento para el Cálculo del F actor de Corrección


“Sin perjuicio de lo mencionado, cumplimos con señalar que a la fecha el OSINERGMIN no ha establecido, en detalle, cómo calculará el Factor de Corrección (FC) una vez definida la EDI. En ese sentido, podemos plantear la siguiente ecuación atendiendo a la definición del concepto que está contenida en los documentos de la Primera Subasta RER (es decir, la proporción entre la suma de las inyecciones netas de energía y la EDI, respecto de la Energía Adjudicada y se aplica cuando su valor es menor a 1):

FC =1 cuando 8,0≥+IN

EDIIN

FC=0,8 cuando 8,0<+IN

EDIIN

Dónde:

FC : Factor de corrección.

IN : Inyección Neta Anual.

EDI : Energía anual dejada de inyectar por causas ajenas al generador.

EA : Energía adjudicada en una subasta de suministro de electricidad con Recursos Energéticos Renovables.

Nuestra sugerencia consiste en plantear que este factor se aplique (aun cuando lo ideal sería eliminarlo), cuando su valor es menor que uno (1,0) con un margen de tolerancia del 20%.”

Respuesta del COES

Aclara el COES que, de conformidad con lo señalado en el numeral 1.2.22 de las BASES, el COES determinará la EDI de los generadores RER según el correspondiente Procedimiento del COES, y no el cálculo del Factor de Corrección



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y que, en consecuencia, el cálculo del Factor de Corrección no forma parte de los objetivos y alcances del Proyecto, por lo que, no le corresponde al COES analizar la propuesta planteada por la empresa.


Se considera que el análisis presentado por el COES es correcto.

Conclusión


2.2. Comentarios de PARQUE EÓLICO MARCONA S.A.

1.1.8 Comentarios respecto del literal b) del numeral 4.1 del PROYECTO


“4.1.b: ‘Mantener vigente la certificación de los medios con los que mide la magnitud del recurso energético renovable que puede ser utilizado’

Comentario: No se especifica a qué certificado se refiere ni la forma de mantenerlo vigente.”

Respuesta del COES

Indica el COES que los sistemas de medición deben operar siempre dentro de su rango de precisión, para lo cual el titular de generación deberá recurrir a una entidad certificadora autorizada por OSINERGMIN para que lo verifique periódicamente y emita la correspondiente certificación, siendo responsabilidad del titular mantener en todo momento la vigencia de dicha certificación.

Según lo indicado previamente, el COES propone complementar la PROPUESTA de la siguiente manera:


(. ..)

b) Mantener vigente la certificación de la precisión de los medios con los que mide la magnitud del recurso energético renovable que puede ser utilizado. Dicha certificación será emitida por una entidad autorizada por el OSINERGMIN, la cual establecerá e l periodo de vigencia correspondiente.



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Conclusión


1.1.9 Comentarios respecto del literal d) del numeral 4.1 del PROYECTO


“4.1.d ‘Otorgar las facilidades necesarias al COES, en caso que las solicite, para la instalación y operación de registradores del recurso energético utilizado, dentro de las instalaciones de la central de generación’

Comentario: A este respecto se solicita que la instalación de estos equipos sea coordinada entre el COES y el promotor para encontrar el punto óptimo y no afectar el desarrollo de las actividades y producción de la central”


Al respecto, este comentario no debió ser trasladado al COES ya que lo mencionado por Parque Eólico Marcona S.A. corresponde a coordinaciones que suelen ocurrir entre el COES y las empresas integrantes del COES, las cuales son normalmente tratadas, analizadas y programadas en los Programas de Mantenimiento (anual, mensual, semanal y diario), actividades que se rigen por el Procedimiento Técnico PR-12 “Programación del Mantenimiento para la Operación del Sistema Interconectado Nacional”. Es por ello que no se considera necesario agregar mayores precisiones a la PROPUESTA.

Conclusión




“’La identificación de los periodos en los que se calcula la EDI de un generador RER formará parte del informe de Horas de Operación de las centrales de generación del COES’.

Comentario: No se especifica en qué momento se definirá este informe y cuál será su alcance.”



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Respuesta del COES

Indica el COES que el referido Informe de Horas de Operación tiene una periodicidad de emisión mensual y para los efectos del PROYECTO contendrá los periodos del mes que serán considerados para el cálculo de la EDI de cada central de generación RER.


Al respecto, tal como se establece en el Procedimiento Técnico PR-07 “Cálculo de los Costos Marginales de Energia de Corto Plazo”, la periodicidad de la entrega de información referida a las Horas de Operación es mensual como bien lo señala el COES.

Conclusión




“ ‘Los criterios utilizados en esta evaluación son los siguientes:

a) El límite de responsabilidad (…) b) Los periodos de interrupción (…) originados por problemas eléctricos (…) c) Los periodos de interrupción (…) originados por mantenimientos de la

instalación (…) d) Otras interrupciones (…) que constituyan caso fortuito o fuerza mayor (…)’

Comentario: Dentro de estos criterios consideramos que no se ha tenido en cuenta la variabilidad del viento como factor para el cálculo de la EDI. Al no haber mencionado ni considerado nunca este hecho tan inherente a este tipo de proyectos, creemos que la publicación del procedimiento mediante el cual se calcula la EDI es el momento propicio para mencionarlo.

… la energía dejada de inyectar que no corresponde a causas ajenas ni propias, es la asociada a la variabilidad del viento. Esta energía sería perfectamente cuantificable con los equipos de medición que el COES tiene la opción de colocar a los que se hace mención en el punto 4.1.d de la presente.

Sabemos que esta variabilidad del viento anual existe en un margen de ±15% aproximadamente. La energía que se genere por encima de la comprometida sería remunerada a costo marginal tal y como queda definido en las bases consolidadas. Sin embargo, la cantidad de energía que no es inyectada no queda bien definida. Por este motivo, se propone que una vez calculadas las EDI ajenas y propias, la diferencia hasta la energía comprometida sea considerada como variabilidad de viento, siempre que este valor sea igual o inferior al 15% de la energía comprometida. En caso de que esto ocurra, se añadirá este valor a la EDI por causas ajenas.



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En caso de que no ocurra, y la diferencia sea mayor al 15% de la energía comprometida, se propone que únicamente se añada a la EDI ajena un valor máximo del 15% por variabilidad del viento. Es decir:

Si VdV ≤ 15% Ec => EDI’ = EDI + VdV

Si VdV > 15% Ec => EDI’ = EDI + 15%Ec

Donde:

VdV = Variabilidad del viento en % de la Ec

Ec = Energía comprometida

De esta forma, la variabilidad ya considerada a largo plazo sería tomada en cuenta de forma anual, ya que de otro modo no es posible reflejar ese hecho un único número de producción anual.

Como soporte a esto, se adjunta como Anexo 1 un resumen sobre el método de cálculo que se sigue en este tipo de proyectos en el que la energía comprometida representa la estimación de lo que será a largo plazo la media anual de producción del parque eólico.”

Respuesta del COES

El COES no considera factible la inclusión de la sugerencia por los motivos expuestos en razón del comentario contenido en la sección 1.1.1 del presente Informe Técnico.


Tal como se concluyó en el análisis de la observación contenida en la sección 1.1.1 del presente Informe Técnico, la variabilidad del viento no puede ser considerada dentro de las causas ajenas al generador RER para el cálculo de la EDI.

Conclusión


2.3. Comentarios de APEGER

1.1.12 Comentarios respecto del numeral 3 del PROYECTO


“El numeral 3 define que EDI: ‘Es la energía que un Generador RER no produjo debido a causas ajenas a él. Esta definición es aplicable para aquellas tecnologías



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de Generación RER que utilizan recursos energéticos renovables que no pueden ser almacenados.’

Se entiende que no es posible determinar una producción de energía firme al generador de energía que utiliza recursos renovables, debido a los diversos factores que condicionan su rendimiento, sin importar cual diligente sea. De esta manera, la norma busca proteger a través de este procedimiento la generación renovable, cuyo recurso no puede ser controlado. En lo relacionado a la tecnología eólica, la variabilidad del viento repercute sobre la producción de energía obtenida.

Lo anterior se ve corroborado con el hecho que el comportamiento del viento no puede ser nunca exacto, razón por la que sería inapropiado penalizar doblemente a una generadora de energía que disminuye su producción debido a que el viento varió de forma ajena a su voluntad.”

Respuesta del COES

El COES señala que se debe tomar en cuenta su análisis expuesto en razón del comentario contenido en la sección 1.1.1 del presente Informe Técnico.


Tal como se concluyó en el análisis de la observación contenida en la sección 1.1.1 del presente Informe Técnico, la variabilidad del viento no puede ser considerada dentro de las causas ajenas al generador RER para el cálculo de la EDI.

Conclusión


1.1.13 Comentarios respecto del literal c) del numeral 4 d el PROYECTO


“En el Numeral 4.1, literal c), se dispone que el titular de una concesión debe ‘Presentar un informe técnico que sustente la obtención de la curva de potencia de la central RER declarada (…)’.

Sin embargo, no se dispone cuáles son los requerimientos que deben cumplirse para efectos de este informe técnico. Asimismo, no se señala la periodicidad con la que el informe debe ser actualizado.

En ese sentido, sugerimos que el informe sea suscrito por un especialista y que la periodicidad de actualización sea anual, considerando la información registrada del año anterior.”

Respuesta del COES

El COES señala tomar en cuenta su análisis expuesto en razón del comentario contenido en la sección 1.1.2 del presente Informe Técnico,.



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Esta sugerencia ya fue tratada en la sección 1.1.2 del presente Informe Técnico, encontrándose que las modificaciones planteadas por el COES eran satisfactorias.

Conclusión

Por lo manifestado en el párrafo anterior, se considera que esta observación ya fue acogida.



“En el numeral 5.1, se señala que ‘La información requerida para el cálculo de la EDI debe ser entregada en la oportunidad y forma que determine el COES’.

Sugerimos que la información de dicho numeral sea remitida por cada mes calendario finalizado.

En este mismo numeral se establece que ‘El COES podrá constatar las mediciones indicadas en los literales a) y b) anteriores mediante mediciones propias’.

Sugerimos que se especifique el procedimiento a seguir en caso se encuentren diferencias entre lo medido por el COES y los registros del Generador RER.”

Respuesta del COES

El COES señala tomar en cuenta su análisis expuesto en razón del comentario contenido en la sección 1.1.3 del presente Informe Técnico.


Esta sugerencia ya fue tratada en la sección 1.1.3 del presente Informe Técnico, encontrándose que el sustento presentado por el COES es correcto y no ameritaba realizar cambios a la PROPUESTA.

Conclusión




“En el numeral 5.2, sobre la identificación de los periodos en los que se calcula la EDI, recomendamos incluir , en un inciso adicional, aquellos periodos en los que se interrumpa .



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Sugerimos que la información de dicho numeral sea remitida por cada mes calendario finalizado.

En este mismo numeral se establece que ‘El COES podrá constatar las mediciones indicadas en los literales a) y b) anteriores mediante mediciones propias’.

Sugerimos que se especifique el procedimiento a seguir en caso se encuentren diferencias entre lo medido por el COES y los registros del Generador RER.

De forma adicional, debemos manifestar que a la fecha el OSINERGMIN no ha dispuesto, en detalle cómo se calculará el Factor de Corrección (FC) una vez definida la EDI. En ese sentido, sugerimos tener presente la siguiente ecuación atendiendo a las definiciones contenidas en los documentos de la Primera Subasta RER:

FC =1 cuando 8,0≥+IN

EDIIN

FC=0,8 cuando 8,0<+IN

EDIIN

Dónde:

FC : Factor de corrección.

IN : Inyección Neta Anual.

EDI : Energía anual dejada de inyectar por causas ajenas al generador.

EA : Energía adjudicada en una subasta de suministro de electricidad con Recursos Energéticos Renovables.

Nuestra sugerencia consiste en plantear que este factor se aplique (aún cuando lo ideal sería eliminarlo), cuando su valor es menor que uno (1,0) con un margen de tolerancia del 20%.”

Respuesta del COES

Indica el COES que, para las sugerencias referidas a i) remisión mensual del cálculo de la EDI, ii) especificación del procedimiento a seguir en caso se encuentren diferencias entre las mediciones COES y del Generador RER y; iii) Cálculo del Factor de Corrección, se debe considerar sus respuestas vertidas a las observaciones 10, 4 y 7 respectivamente. Dichas respuestas corresponden a las detalladas en las secciones 1.1.10, 1.1.4 y 1.1.7 del presente Informe Técnico.


Efectivamente, tal como indica el COES, los comentarios contenidos en esta sección fueron tratados en las secciones 1.1.10, 1.1.4 y 1.1.7 del presente Informe Técnico, encontrándose acogida únicamente la sugerencia ii).



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Conclusión

Por lo manifestado en el párrafo anterior, se considera que estas observaciones ya han sido analizadas siendo acogida la sugerencia ii).



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3. Conclusiones

Después de haberse realizado dos (02) rondas de observaciones a la PROPUESTA presentada por el COES, se considera que dicho Comité ha subsanado completamente las mismas, incluyendo las observaciones presentadas por los interesados a la prepublicación del Proyecto de Procedimiento Técnico por lo que se recomienda proceder a la aprobación de la PROPUESTA de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento COES y en la GUÍA, considerando lo siguiente:

1) Como consecuencia del análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por Energía Eólica S.A., se recomienda acoger sus opiniones de acuerdo a lo señalado en las secciones 1.1.2, 1.1.4 y 1.1.6, y no acoger el resto de opiniones.

2) Como consecuencia del análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por Parque Eólico Marcona S.A. se recomienda acoger sus opiniones de acuerdo a lo señalado en la sección 1.1.8 y no acoger el resto de opiniones.

3) Como consecuencia del análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por APEGER se recomienda acoger sus opiniones de acuerdo a lo señalado en la sección 1.1.13 y 1.1.15 (parcialmente) y no acoger el resto de opiniones.



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4. Procedimiento Técnico

El presente capítulo muestra los cambios introducidos en el Procedimiento Técnico (texto subrayado) respecto de los contenidos en el Proyecto de Modificación de la Norma (texto tachado).



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COES-SINAC

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA

PPR – 38

CÁLCULO DE LA ENERGÍA DEJADA DE INYECTAR POR CAUSAS AJENAS AL GENERADOR RER

Aprobado según Resolución OSINERGMIN N° XXXX -2010 -OS/CD, publicada el XX de XXXX de 2010.

1. OBJETIVO

Establecer los criterios y metodología de cálculo para la determinación de la Energía Dejada de lnyectar por Causas Ajenas al Generador RER, para el cálculo del Factor de Corrección aplicable a los contratos de suministro resultantes de las Subastas de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables.

2. BASE LEGAL

2.1 D.L. N° 1002, Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables.

2.2 D.S. N° 050-2008-EM, Reglamento de la Generació n de Electricidad con Energías Renovables.

2.3 Estatuto del COES.

2.4 Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos, Resolución OSINERGMIN N° 476-2008-OS/CD.

3. DEFINICIONES Y NOMENCLATURA

3.1 Energía Dejada de Inyectar (EDI): Es la energía que un Generador RER no produjo debido a causas ajenas a él. Esta definición es aplicable para aquellas tecnologías de Generación RER que utilizan recursos energéticos renovables que no pueden ser almacenados.

El significado de los demás términos utilizados en el presente procedimiento, está precisado en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC, aprobado por Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME y sus modificatorias, el Decreto Legislativo N° 1002, su Reglamento, Estatuto del COES y la demás normativa aplicable.



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4. RESPONSABILIDADES


a) Presentar la información del recurso energético renovable utilizado por su central de generación de acuerdo a lo solicitado por el COES.

b) Mantener vigente la certificación de la precisión de los medios con los que mide la magnitud del recurso energético renovable que puede ser utilizado. Dicha certificación será emitida por una entidad autorizada por el OSINERGMIN, la cual establecerá el periodo de vigencia correspondiente.

c) Presentar un informe técnico, refrendado por ingeniero especialista en la tecnología RER correspondiente, que sustente la obtención de la curva de potencia de la central RER declarada, de conformidad con el literal c. del numeral 5.1 del presente procedimiento. Este informe se presentará al ingreso de nuevas instalaciones y será actualizado cada cinco años o cuando dichas instalaciones experimenten modificaciones importantes o hayan sido repotenciadas. Sin perjuicio de ello, el COES podrá requerir la presentación de este informe cuando lo considere necesario.

d) Otorgar las facilidades necesarias al COES, en caso que las solicite, para la instalación y operación de registradores del recurso energético utilizado, dentro de las instalaciones de la central de generación.

4.2. Del COES

a) Evaluación de la información declarada por el titular de la central, pudiendo el COES solicitar precisiones, ampliaciones o información adicional que pudiera requerir.

5. DETERMINACIÓN DE LA EDI

Para cada mes calendario se determina la EDI de cada una de las centrales de generación RER. A continuación se detalla la información requerida y el proceso para la determinación de la EDI de una central de Generación RER.

5.1 Información Requerida

La información requerida para el cálculo de la EDI debe ser entregada por el titular en la oportunidad y forma que determine el COES. Dicha información es la siguiente:

a) Mediciones del recurso energético renovable que pudo ser utilizada en el corto plazo (tales como radiación solar, velocidad de viento, caudal, etc.).

b) Para el caso de las centrales eólicas deberá presentar cuatro mediciones diarias de la temperatura ambiente.

c) Curva de potencia de la central de Generación RER en función de la magnitud del recurso energético renovable correspondiente.

El COES podrá constatar las mediciones indicadas en los numerales a) y b) anteriores mediante mediciones propias. De existir diferencias no explicadas por los niveles de



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precisión de los instrumentos, se iniciará un proceso de identificación de errores de medición. Entre tanto, el COES utilizará de manera provisional sus mediciones para el cálculo de la EDI correspondiente a dichos periodos hasta tener identificada la medición válida, luego de lo cual se realizara el cálculo definitivo.

5.2 Identificación de los periodos en los que se ca lcula la EDI de un Generador RER

La identificación de los periodos en los que se calcula la EDI de un Generador RER formará parte del Informe de Horas de Operación de las Centrales de Generación del COES.

Esta evaluación se realiza para cada Central de Generación RER. Los criterios utilizados en esta evaluación son los siguientes:

a) El límite de responsabilidad del titular de una Central de Generación RER es el punto de conexión con la barra del SEIN, por lo tanto incluye la central de generación y el sistema de transmisión necesario (transformador elevador y línea de transmisión) para conectar la Central de Generación RER a una barra del SEIN.

b) Los periodos de interrupción o reducción de la producción de Centrales de Generación RER originadas por problemas eléctricos cuyo origen se encuentra fuera de los límites de responsabilidad del titular de Generación RER serán considerados para el cálculo de la EDI.

c) Los periodos de interrupción o reducción de la producción de Centrales de Generación RER originadas por mantenimientos de instalaciones de transmisión del SElN o de generadores, serán considerados para el cálculo de la EDI.

d) Otras interrupciones o reducciones de producción de centrales de Generación RER que constituyan caso fortuito o fuerza mayor calificadas por OSINERGMIN, siempre y cuando, ésta corresponda a una alteración en las condiciones de suministro, especificadas en las disposiciones que emita OSINERGMIN.

5.3 Procedimiento de Cálculo

Para cada Central de Generación RER se determina la EDI mensual de acuerdo al siguiente procedimiento:

a) Para los periodos identificados en el numeral 5.2 anterior, se determina la energía que estuvo disponible para producir en dichos períodos. Para el cálculo de la energía disponible se utiliza las mediciones del recurso energético renovable, la curva de potencia de la Central de Generación RER, para el caso de las centrales eólicas se utilizará la temperatura ambiental para corregir la curva de potencia de la central.

b) La EDI mensual será la diferencia del total de energía disponible calculada en el literal a) anterior y la energía realmente producida en los periodos determinados en el numeral 5.2 anterior.



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6. REPORTE El COES llevará el control de la EDI de cada Central de Generación RER e incluirá los resultados en el Informe Técnico de reajuste trimestral establecido en el Artículo 5° del Procedimiento OSINERGMIN aprobado por Resolución N° 001-2010-OS/CD, a fin de que OSINERGMIN calcule el respectivo Factor de Corrección.



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Anexo A

Extracto de consultas realizadas en el Proceso de Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables.



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Procedimiento Técnico COES “Cálculo de la Energía Dejada ... · GERENCIA ADJUNTA DE...

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