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Reforzamiento de la Implementación de la Planificación de la Generación Eléctrica

SBCC-03/PROSEMER-OSINERGMIN

Programación para la Gestión Eficiente y Sostenible de los Recursos Energéticos de Perú (PROSEMER); Convenio de Financiamiento No Reembolsable No ATN/CN-13202-PE

Informe Final – Mercado de Capacidad Preparado para:

Preparado por:

AF-Mercados EMI España

Junto con:

Deloitte & Touche Perú

Reforzamiento de la Implementación de la Planificación de la Generación Eléctrica SBCC-03/PROSEMER-OSINERGMIN 2

Reforzamiento de la Implementación de la Planificación de la Generación Eléctrica

Informe Final – Mercado de Capacidad 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 7

1.1. ALCANCE DE ESTE INFORME .................................................................. 7

2. EL CONTEXTO DEL ESTUDIO ............................................................................ 13

3. OBJETIVOS DEL PRESENTE ESTUDIO ................................................................ 16

4. ENFOQUE GENERAL ...................................................................................... 17

4.1. CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO ........................................................ 17

4.2. ENFOQUE TEÓRICO DE LOS MECANISMOS PARA ASEGURAR LA CONFIABILIDAD ......................................................................................... 18

5. COMENTARIOS SOBRE LOS DOCUMENTOS PROVISTOS POR OSINERGMIN .......................... 23

5.1. ESTUDIOS PREVIOS .......................................................................... 23

5.2. COMENTARIOS GENERALES ................................................................. 28

6. CONFIABILIDAD Y POTENCIA FIRME EN EL MERCADO ELECTRICO DE PERU ......................... 33

6.1. ORGANIZACIÓN DE LA PROPUESTA DE ADECUACIÓN DE LA REGULACIÓN ........ 33

6.2. CONFIABILIDAD Y POTENCIA FIRME ..................................................... 33

6.3. MARGEN DE RESERVA FIRME NECESARIO PARA ALCANZAR LOS OBJETIVOS DE CONFIABILIDAD ...................................................................... 46

6.4. EL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA ..................................................... 48

7. ENFOQUE PARA ALCANZAR LOS REQUERIMIENTOS DE POTENCIA FIRME .......................... 51

7.1. LOS CONCEPTOS BÁSICOS ................................................................... 51

7.2. OBLIGACIÓN DE LA DEMANDA DE ESTAR CUBIERTA CON PF ......................... 52

7.3. COBERTURA A TRAVÉS DE CONTRATOS ................................................... 53

7.4. COBERTURA EN UN MERCADO DE PF ...................................................... 55

7.5. ADAPTACIÓN DEL MÉTODO ACTUAL ...................................................... 58


7.6. ANÁLISIS LEGAL DE LA PROPUESTA ..................................................... 59

7.7. ALTERNATIVAS DE DISEÑO DEL MERCADO DE PF ...................................... 65

7.8. CONTRAPRESTACIÓN DE LOS GENERADORES ........................................... 75

7.9. RELACIÓN CON LAS EXPERIENCIAS INTERNACIONALES .............................. 77

7.10. ERRORES EN EL PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ........................................ 78

7.11. RESUMEN ....................................................................................... 79

7.12. PROYECTO DE REGLAMENTO DE MERCADO DE POTENCIA FIRME ................... 80

8. LA TRANSICIÓN .......................................................................................... 82

8.1. ENFOQUE ....................................................................................... 82

8.2. SOSTENIBILIDAD DE LA INTRODUCCIÓN DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME, DESDE LA PERSPECTIVA DE LOS GENERADORES ......................................... 82

8.3. SOSTENIBILIDAD DE LA INTRODUCCIÓN DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME, DESDE LA PERSPECTIVA DE LOS CONSUMIDORES ....................................... 86

9. ANEXO 1 – MECANISMO PROPUESTO PARA ESTABLECER LOS REQUERIMIENTOS DE POTENCIA FIRME ............................................................................................... 87

9.1. INTRODUCCIÓN CONCEPTUAL .............................................................. 87

9.2. PROPUESTA RECOMENDADA PARA EL CÁLCULO DE LA NECESIDAD DE POTENCIA FIRME (MARGEN DE RESERVA) ....................................................... 91

10. ANEXO 2 – COMENTARIOS AL PR-13 DEL COES ................................................... 94

10.1. OBJETIVO DEL PROCEDIMIENTO ........................................................... 94

10.2. ENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ............................. 94

10.3. ENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES TÉRMICAS ........................................ 94

10.4. ENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES CON FUENTES PRIMARIAS RENOVABLES ............................................................................................. 95

10.5. COMENTARIOS AL PROCEDIMIENTO ...................................................... 96

11. ANEXO 3 - MEJORAS ADICIONALES A LOS PROCEDIMIENTOS RELACIONADOS CON LA CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ................................................................................ 97

12. ANEXO 4 – PROPUESTA DE REGLAMENTO DE MERCADO DE POTENCIA FIRME ............... 102

13. ANEXO 5 – PROCEDIMIENTO DE POTENCIA INTERRUMPIBLE .......................... 116


13.1. OBJETO ..................................................................................... 116

13.2. INTRODUCCIÓN ......................................................................... 116

13.3. CARACTERISTICAS GENERALES. ................................................ 116

13.4. HABILITACION COMO GRAN USUARIO INTERRUMPIBLE. ............ 117

13.5. IMPLEMENTACION EN EL DESPACHO Y LA OPERACION. .............. 118

13.6. CRITERIOS DE INTERRUMPIBILIDAD ......................................... 119

13.7. COMUNICACIONES OPERATIVAS ................................................ 120

13.8. METODOLOGIA PARA SOLICITUD DE INTERRUMPIBILIDAD ........ 120

13.9. METODOLOGIA PARA SOLICITUD DE REPOSICIÓN ..................... 120

13.10. RESPONSABILIDADES ............................................................ 120

13.11. 5.3. POTENCIA INTERRUMPIDA POR GUI ................................ 120

13.12. 5.4. CONTROL DE CUMPLIMIENTO: ......................................... 121

13.13. INFORMES ............................................................................. 121

14. ANEXO 6 - PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC PARA CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES GENERADORAS ........................................................................... 121

14.1. OBJETIVO .................................................................................. 121

14.2. BASE LEGAL ............................................................................... 121

14.3. PERIODICIDAD.......................................................................... 122

14.4. RESPONSABILIDADES ............................................................... 122

14.5. APROBACIÓN ............................................................................ 122

14.6. DEFINICIONES .......................................................................... 122

14.7. DATOS ....................................................................................... 122

14.8. ESTUDIO HIDROLÓGICO Y BATIMETRÍA EN LOS EMBALSES........................ 123

14.9. PROCEDIMIENTO ....................................................................... 123

14.10. POTENCIA FIRME PARA GENERACIÓN RER .............................. 127

14.11. PLAZOS Y FORMAS DE ENTREGA DE LA INFORMACIÓN ............ 127


14.12. FORMAS DE ENTREGA ............................................................. 128

15. ANEXO 7 PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC PARA CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA FIRME DEL SISTEMA ............................................................................................. 129

15.1. OBJETIVO .................................................................................. 129

15.2. BASE LEGAL ............................................................................... 129

15.3. PERIODICIDAD.......................................................................... 129

15.4. RESPONSABILIDADES ............................................................... 129

15.5. APROBACIÓN ............................................................................ 129

15.6. DEFINICIONES .......................................................................... 130

15.7. DATOS ....................................................................................... 130

15.8. ESTUDIO HIDROLÓGICO Y BATIMETRÍA EN LOS EMBALSES........................ 130

15.9. PROYECCIONES DE DEMANDA ............................................................ 131

15.10. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA ....... 132

15.11. APROBACIÓN............................................................................. 133

16. ANEXO 8 - BASES PARA LAS SUBASTAS DE POTENCIA FIRME .................................... 133

17. ANEXO 9 - MODELO DE CONTRATO DE PROVISIÓN DE POTENCIA FIRME ....................... 151

18. ANEXO 10 - ACTIVIDADES ADMINISTRATIVAS Y DE SUPERVISIÓN POR PARTE DE OSINERGMIN ............................................................................................. 156

19. ANEXO 11– RESPUESTA A COMENTARIOS DE LOS AGENTES A LOS TALLERES DE ............... 159

20. ANEXO 12 – EJEMPLO DE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME Y LAS SUBASTAS DE AJUSTE ................................................................................. 182


Abreviaturas usadas en este informe

BID: Banco Interamericano de Desarrollo.

CH: central hidroeléctrica

COES: Comité de Operación Económica del Sistema.

Comité Técnico: Comité Técnico de Trabajo orientado al planeamiento energético y los esquemas de la promoción de energías renovables y eficiencia energética del PROSEMER.

Consultor: Consorcio AF Mercados – Deloitte Touche

LCE: Ley de Concesiones Eléctricas.

Ley 28832: Ley para Asegurar El Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

MEF: Ministerio de Economía y Finanzas.

MINEM: Ministerio de Energía y Minas.

OS: operador del sistema

OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

PF: Potencia Firme

PP: Pagos por Potencia

PROSEMER: Programa para la Gestión Eficiente y Sostenible de los Recursos Energéticos del Perú.

RER: energías renovables

SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

TU: Tiempo de Utilización (de una unidad generadora o central)


1. INTRODUCCIÓN

1.1. ALCANCE DE ESTE INFORME

Este documento constituye el Informe Final del estudio “Reforzamiento del sistema de implementación de la planificación de la generación eléctrica”, contratado por OSINERGMIN con el consorcio formado por AF Mercados EMI de España y Deloitte Touch de Perú.

Este Informe Final se refiere a las Subastas de Potencia Firme e incluye los comentarios de OSINERGMIN a la primera y segunda versión del primer entregable, nuevos desarrollos de Procedimientos, Bases para las Subastas del Mercado de PF, modelos de contratos, ajustes a la propuesta original y el desarrollo de los cambios legales y regulatorios necesarios para implementar la propuesta seleccionada, así como respuestas a comentarios recibidos por parte de los agentes.

Este volumen incluye el tema 1, Subastas de Potencia Firme, y comprende los siguientes capítulos:

Capítulo 2: a fines de facilitar la lectura se describe el contexto general del estudio.

Capítulo 3: se describen los objetivos del estudio

Capítulo 4: incluye el enfoque general y las consideraciones teóricas usadas por el Consultor para alcanzar los objetivos del estudio;

Capítulo 5: se comentan los aspectos relevantes de los documentos provistos por OSINERGMIN

Capítulo 6: se analizan los conceptos de potencia firme y confiabilidad y se proponen los métodos de cálculo de la potencia firme de las unidades generadoras y la metodología para definir el margen de reserva que permitan alcanzar los objetivos del estudio.

Capítulo 7: describe el enfoque propuesto para alcanzar los requerimientos de potencia firme que aseguren que se alcancen los objetivos confiabilidad del sistema

Capítulo 8: describe la propuesta sobre la transición desde la situación actual hasta la implementación completa de las medidas propuestas.

Anexo 1: Propuesta de un mecanismo alternativo para establecer los requerimientos de potencia firme


Anexo 2: Comentarios al PR-13 del COES

Anexo 3 - Mejoras Adicionales a los procedimientos relacionados con la confiabilidad del sistema suministro

Anexo 4: propuesta de Reglamento del Mercado de Potencia Firme

Anexo 5: propuesta del Reglamento de Usuarios Interrumpibles

Anexo 6: propuesta de Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del SINAC para cálculo de la potencia firme de las unidades generadoras

Anexo 7: propuesta de Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del SINAC para cálculo del margen de reserva firme del sistema

Anexo 8: Bases Para Las Subastas De Potencia Firme

Anexo 9: Modelo de Contrato para la Puesta a Disposición de Potencia Firme

Anexo 10: Tareas Administrativas y de Supervisión a Cargo de OSINERGMIN

Anexo 11: Respuestas Comentarios de los Agentes y de OSINERGMIN a la Propuesta sobre el Mercado de Potencia Firme.

Anexo 12: ejemplo de funcionamiento del Mercado de PF

1.2. Resumen ejecutivo

Con el objetivo de alcanzar un nivel de confiabilidad adecuada en el SEIN se propone un enfoque en el cual la demanda se obliga a contratar una cantidad de potencia firme que asegure los objetivos de confiabilidad que establece la autoridad energética. Con estos fines se proponen las siguientes actividades, que en conjunto permitirán alcanzar los mencionados objetivos de confiabilidad:

Definición del estándar de confiabilidad (LOLE/LOLP) por la autoridad responsable y asociarlo al cálculo del Margen de Reserva (MR).

Definición adecuada del concepto de Potencia Firme (PF):

Contribución real de cada unidad a la confiabilidad global del sistema,


Que debe estar ligada tanto a la disponibilidad de cada unidad como a la del recurso primario usado para la generación, ya sea combustibles fósiles, agua u otros recursos renovables.

Evaluación centralizada de la necesidad de PF para asegurar el suministro con el estándar de disponibilidad fijado por la autoridad responsable.

Establecer una obligación: Toda la demanda debe estar cubierta con una cantidad de PF igual a su demanda simultánea con el período crítico del sistema (Máximo requerimiento térmico1) más el MR.

PC=DEM * (1 + MR).

Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como estímulo a las inversiones, la disponibilidad y en consecuencia posibilitando los objetivos de confiabilidad del sistema.

La demanda puede cubrir sus requerimientos de PF a través de:

Contratos de largo plazo en licitaciones de suministros donde participen generación existentes y nueva generación

Contratos bilaterales entre generadores y clientes (Clientes Libres y Regulados)

Mercado de Potencia Firme. Este mercado será obligatorio para la demanda (libre y regulada) no esta cubierta previamente con contratos anteriores

Procedimiento de último recurso en caso que los mecanismos anteriores no logren los objetivos de confiabilidad establecidos

Los generadores que vendieron en contratos bilaterales más capacidad que la disponible, deben comprar la diferencia en el mercado de PF.

La PF de cada tipo de unidad está directamente relacionada con su energía firme (o garantizada), lo que asegura que esta PF

1 Es el período del año en el cual la diferencia entre la demanda y la generación hidroeléctrica (o renovable en general) es mayor. Es en ese momento en el cual el suministro se encuentra más comprometido.


estará siempre disponible para el sistema, Con este concepto y la disponibilidad de un margen adecuado de reserva asegura la confiabilidad del mismo. Con este enfoque sólo es necesario cubrir la necesidad de PF, pues el requerimiento de energía queda automáticamente cubierto.

En base a este esquema, como resultado del estudio se propone:

1. La creación de un Mercado de PF, donde la demanda completa sus obligaciones de cobertura de su demanda y margen de reserva no cubiertas con contratos bilaterales

2. Los generadores existentes con excedentes de PF o nuevos generadores sin contratos ofrecen su PF no comprometida en contratos bilaterales en el Mercado de PF.

3. El Mercado de PF tiene las siguientes características:

a. Funciona a través de subastas que se realizan con 3 años de anticipación al momento de la provisión, a fin de dar tiempo a la nueva generación a desarrollar sus proyectos,

b. Participan como proveedores los generadores existentes o que prevén instalar nueva potencia previamente al período de provisión,

c. La generación seleccionada en las subastas tiene que suministrar la cantidad vendida por un período de un año si es existente, pero puede optar hasta 5 ó 10 años si es un nuevo proyecto

d. Se realizan subastas de ajuste con 2 años, 1 año y medio año de anticipación al periodo de provisión, para que tanto demanda como proveedores puedan ajustar cambios en sus previsiones ocurridas desde las subastas previas.

e. Las Subastas tienen un precio máximo fijado por OSINERGMIN.

f. Las Subastas se adjudica por el sistema de sobre cerrado y pago del precio ofertado por cada generador adjudicado (pay as bid),

g. Los generadores adjudicados tienen obligación de declararse disponibles en el Mercado de Corto Plazo, o informar su indisponibilidad


h. En caso de ser despachados por el Operador del Sistema y no poder cumplir con la generación requerida, deben pagar una penalidad igual al costo en el Mercado de Corto Plazo de la energía que no suministraron,

i. Se prevé una subasta de último recurso en caso que luego de la última subasta de ajuste no se haya podido cubrir todo el requerimiento de PF, o bien por situaciones imprevistas,

j. En las subastas de último recurso pueden participar además de los generadores que son agentes del SEIN, Usuarios Libres que ofrecen un racionamiento voluntario y generadores o auto-generadores que no son agentes del SEIN,

k. Los Usuarios Libres que participen de las Subastas de último Recurso deben ser habilitados por COES en base a lo previsto en el procedimiento de Potencia Interrumpible, que se propone como parte de este estudio (Anexo 5 de este informe).

Se propone que la cobertura de la demanda con PF provenga de los contratos bilaterales y el Mercado de PF, por lo cual dejan de ser necesarias las transferencias de potencia.

1.3. Recomendaciones

Se resumen en esta sección las recomendaciones principales que surgen del estudio, las cuales se encuentran desarrolladas con detalle en el cuerpo de este informe y sus anexos.

Redefinición del concepto y la metodología de cálculo de la PF, tal como se describe en el capítulo 6 y el Anexo 6,

Nueva metodología de cálculo del margen de reserva (MR) consistente con que asegure el objetivo de confiabilidad establecido por la autoridad, tal como se describe en el capítulo 6.3 y los anexos 1 y 7,

Obligación de la demanda, tanto distribuidores como usuarios libres de cubrir su demanda más el MR con contratos bilaterales o en el Mercado de PF, tal como se establece en la sección 7.2,

Creación del Mercado de PF con los lineamientos desarrollados en el capítulo 7, y con el Reglamento desarrollado en el anexo 4 y las bases desarrolladas en el anexo 8.


La obligación de cobertura permitirá eliminar las transferencias de PF, ya que con este esquema habrá una relación bilateral entre el proveedor de PF y la demanda.


2. EL CONTEXTO DEL ESTUDIO

La Ley de Concesiones Eléctricas promulgada en 1992, cuyos principios se han mantenido desde entonces, redefinió el rol de Estado como normativo y regulador, dejando el desarrollo de las actividades del subsector de electricidad al sector privado. En ese contexto, estableció un régimen que reemplazó el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas, por un nuevo esquema desintegrado por actividades de generación, transmisión y distribución eléctricas. La operación del sistema se encuentra a cargo de una entidad independiente que opera el sistema y administra el mercado mayorista en el que participan los generadores, trasmisores y clientes libres. El sistema de precios es libremente fijado por el mercado para los grandes consumidores y fijado administrativamente o regulado para el servicio público. La regulación de las tarifas eléctricas y la fiscalización se encuentra a cargo del organismo regulador independiente OSINERGMIN, que es reconocido como uno de los reguladores más eficientes de Iberoamérica.

La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley 28832), promulgada en el año 2006, establece como objetivos principales: (i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistema eléctrico peruano, tanto a la volatilidad de precios como al racionamiento prolongado por falta de energía, y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado, cambiándose de esta manera la forma de fijar el precio de generación de electricidad; y (iii) solucionar los problemas de transmisión vía el plan de transmisión.

Los Términos de este estudio identifican los problemas que afectan el Sector Eléctrico de Perú, así como la forma en que estos problemas han intentado ser resueltos en los últimos años.

Específicamente los problemas que se describen y que deben ser resueltos son:

Los resultados de la reforma del sector eléctrico realizada a partir de 1992 se pueden resumir durante los últimos 10 años, en un crecimiento medio de la demanda equivalente a un 6,2% acompañada de un crecimiento medio de la capacidad instalada de generación de solo 4,9% en el mismo periodo.

El crecimiento de la generación se ha basado, fundamentalmente, en la explotación del gas natural de Camisea en instalaciones termoeléctricas. Esta situación plantea riesgos dados que cerca de un tercio de la capacidad de generación existente podría quedar fuera de servicio en la eventualidad que el único ducto de


transporte de gas natural dejase de operar prolongadamente por cualquier circunstancia.

Como consecuencia, la inversión en generación se ha rezagado respecto de la demanda, se ha incrementado la dependencia del sistema de transporte de gas y con ello se ha reducido la confiabilidad de suministro, incrementando el riesgo de desabastecimiento eléctrico, lo que se manifestó a partir del año 2004 como un incremento significativo de los precios de la electricidad en el MCP y que ha obligado a adoptar desde el año 2006 diversas medidas orientadas a incrementar la capacidad de generación e iniciar un proceso de direccionamiento de las tecnologías de generación en las cuales el sector privado debiera invertir de conformidad con el plan de desarrollo energético.

Las medidas implementadas en 2006, especialmente subastas para contratos de largo plazo para venta de electricidad ayudan a mejorar la capacidad de generación eléctrica pero necesitan ser complementadas mediante otras medidas que solucionen los elementos fundamentales que condujeron al SEIN a la situación de menor inversión en generación eléctrica que la requerida.

A partir de 2006 se establece la realización de licitaciones de contratos de venta de electricidad con duraciones superiores a cinco años2, subastas por contratos a 20 años de producción de electricidad con fuentes renovables no convencionales y pequeñas hidroeléctricas, y subastas por contratos para la construcción y operación por 20 años de centrales de punta que puedan operar con petróleo y gas natural.

A partir de 1998 se realizan diversos análisis de las causas de la falta de inversión:

“Payment for Generating Capacity in Peru”: encargado en el año 1998 por la Comisión de Tarifas Eléctricas a Putnam, Hayes & Bartlett con Mercados Energéticos

Pagos de Potencia en el Marco Regulatorio del Mercado Eléctrico del Perú: encargado en el año 1998 por la Comisión de Tarifas Eléctricas a Estudio Q Ingenieros Asociados S.R.L.

Análisis de Mecanismos de Incentivos para la Contratación Generación-Distribuidor: encargado por OSINERG en el año 2004 a Quantum con la finalidad de estudiar la problemática del poco interés de los generadores eléctricos por suscribir contratos de

2 Pueden suscribirse contratos con duración inferior a 5 años, pero éstos no pueden cubrir más del 25% de la demanda total de los usuarios regulados del Distribuidor


venta de electricidad con las distribuidoras a precios regulados por OSINERGMIN

Comentarios al Libro Blanco En el año 2005 OSINERG encarga independientemente a los

consultores Larry E. Ruff, Mario Veiga Pereira y Universidad Pontificia de Comillas la revisión de la propuesta de ley que elaboró la Comisión creada por Ley N° 28447, y que entre otros incluyó el análisis de los mecanismos para asegurar suficiencia de generación eléctrica.

Propuesta de Quantum para un Nuevo Mecanismo de Remuneración de la Capacidad: encargado en el año 2008 por OSINERGMIN a Quantum y mediante el cual se solicitó la propuesta de reglamentación para sustituir el cálculo administrativo del Precio Básico de Potencia por un mecanismo de licitación, así como una definición de Potencia Firme y Energía Firme que realmente permitieran dotar de seguridad al sistema eléctrico a la vez que pudieran transarse en un mercado secundario de ser necesario

Las conclusiones de estos estudios coinciden en varios aspectos, en particular consideran como una de las posibles razones la metodología de pagos por potencia, tanto en relación a la potencia que puede recibir pagos (potencia firme) como al valor de estos. En atención de esta problemática, mediante Resolución Ministerial se encargó a COES y OSINERGMIN la revisión del procedimiento de reconocimiento y pago de potencia firme, así como proponer al MINEM las mejoras normativas que se requieran para asegurar la disponibilidad de reserva en el SEIN.

Por lo tanto el presente estudio se orienta a elaborar propuestas de mejora de los procedimientos y regulaciones que emiten las señales a los inversores en generación que permitan asegurar la provisión de electricidad oportuna, confiable y con precios razonables.


3. OBJETIVOS DEL PRESENTE ESTUDIO

Los términos definen como objetivos de este estudio:

El objetivo general de la asistencia técnica es reforzar los mecanismos regulatorios para implementar efectivamente los planes de desarrollo energético y garantizar en particular la provisión de electricidad oportuna y confiable, para lo cual se deberán elaborar propuestas de mejora a los procedimientos y los modelos de contrato que regulan las licitaciones para promover nueva generación, así como los procedimientos de reconocimiento y pago de potencia firme.

Asimismo, se define las actividades mínimas que deberán ser realizadas por el Consultor como parte del Servicio a ser contratado, estableciendo que “las mismas no deben considerarse como limitativas para el cumplimiento de los objetivos, es decir el Consultor podrá ampliarlas o modificarlas en caso que, de acuerdo a su experiencia, lo considere necesario para alcanzar el objetivo propuesto”.

También se establece que

Para la realización de los alcances del servicio, el Consultor deberá revisar las normas peruanas que regulan los procesos de licitación para promover la instalación de nueva generación de electricidad, incluidos los procedimientos de OSINERGMIN y los modelos de contrato de suministro que estos incluyen, prestando especial atención a la asignación de riesgos y en su impacto como herramienta para buscar financiamiento.

De igual modo revisar la normativa vinculada con el pago de potencia y la provisión de seguridad en el suministro de la demanda de electricidad, incluyendo los Procedimientos COES aplicables.


4. ENFOQUE GENERAL

4.1. CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO

La “provisión de electricidad oportuna y confiable” requiere como condición esencial la disponibilidad de potencia confiable en cantidad suficiente para asegurar el abastecimiento de la demanda en aún condiciones desfavorables como en una sequía importante o ante fallas de componentes importantes de la generación o la transmisión. Convencionalmente la problemática de la confiabilidad se clasifica en dos dimensiones:

Suficiencia: la aptitud del sistema para abastecer la demanda agregada de electricidad de todos los consumidores durante todo (o la mayor parte del) el tiempo. Este dimensión está vinculado a nivel y calidad de la reserva

Seguridad: la aptitud del sistema de soportar perturbaciones. Directamente vinculado a la operación segura del sistema y al suministro adecuado de servicios auxiliares.

Suficiencia y seguridad son conceptos vinculados, pero distintos. La suficiencia ayuda a la seguridad, pero no la reemplaza.

Los mecanismos que se analizan en este estudio están fundamentalmente orientados a asegurar la suficiencia de generación. Pero para lograr una confiablidad adecuada la suficiencia de generación debe incluir un volumen adecuado de generación apto para proveer servicios auxiliares: regulación primaria, secundaria y terciaria de frecuencia, regulación de tensión y arranque en negro. Dado que la mayor parte del parque de generación existente y previsto consiste de centrales hidroeléctricas, turbinas de gas y ciclos combinados, todas aptas para proveer regulación primaria y secundaria de frecuencia, así como de tensión, la suficiencia de generación para asegurar la seguridad de suministro no parece ser un tema crítico,

Tanto el concepto de suficiencia como el de seguridad son esencialmente probabilísticos. Los cortes de suministro en un sistema están ligados a eventos aleatorios de corta o mediana duración. Una falla que saca de servicio a un generador constituye un factor aleatorio súbito, cuyos efectos sólo pueden evitarse con suficiente reserva para regulación de frecuencia, lo cual implica suficiencia y seguridad. Una sequía es un efecto de mediano plazo, que requiere de reserva térmica suficiente para compensar la disminución de la generación hidroeléctrica. Es decir la mitigación de sus efectos está totalmente vinculada a la suficiencia.


Adicionalmente se pueden producir cortes de suministro por problemas en la transmisión, a combinación de falta de generación y transmisión. Este enfoque conjunto es muy complejo y en el caso de Perú está ligado a la planificación de la transmisión y la operación segura del sistema, por lo cual sólo es considerado sólo marginalmente en este estudio.

4.2. ENFOQUE TEÓRICO DE LOS MECANISMOS PARA ASEGURAR LA CONFIABILIDAD

4.2.1. LA FALLA DEL MERCADO ELÉCTRICO Y LOS PAGOS DE CAPACIDAD

La teoría económica demuestra que en el equilibrio3, un mercado competitivo produce un nivel eficiente de producción que se equilibra con la propensión a pagar por parte de la demanda. Para los mercados de la electricidad, este análisis teórico sugiere que los mercados eléctricos sólo de energía, cuando los precios spot no están restringidos (regulatoria o políticamente) y pueden reflejar adecuadamente los precios de escasez, conducen a un nivel eficiente de la producción y precios, y por lo tanto generan suficiente renta para permitir la recuperación de las inversiones de los generadores. La falta de restricción implica que en caso de escasez de generación para abastecer la demanda, los precios puedan subir hasta un precio representativo de la voluntad de pago de los consumidores para no ser interrumpidos (“price spikes”).

Sin embargo este esquema presenta dos tipos de limitaciones:

La falta de tolerancia política a los incrementos de precios asociados a la escasez,

La falta de respuesta de la demanda al incremento de precio, que origina dos problemas:

o falta de una metodología apropiada para determinar cuál es la voluntad de pago de la demanda, que implica que este valor (VoLL) debe ser fijado por la regulación;

o ante una situación en la cual la potencia disponible es insuficiente para abastecer la demanda, el OS debe cortar demanda en forma arbitraria, con independencia de la voluntad de pago de los consumidores.

Esta última es una característica particular de los mercados de la electricidad, la cual constituye la denominada “Falla del Mercado”, es

3 El equilibrio del mercado es alcanzado cuando existe un precio por el cual la demanda es igual a la oferta.


decir la imposibilidad de fijar un precio en situaciones de escasez en el cual se verifique el equilibrio entre la oferta y demanda.

La falla del mercado se origina en las características de la electricidad descritas anteriormente, en particular la necesidad física de que el sistema eléctrico esté balanceado en cada instante, que determina que el OS esté autorizado para restringir demanda sin tener en cuenta los acuerdos bilaterales y la economía de la operación. En consecuencia toda la demanda conoce que en todo momento hay una cierta probabilidad de que no se le permita retirar (comprar) energía, sin importar el precio que esté dispuesta a pagar.

Esto es significativamente diferente a lo que sucede en los mercados de commodities almacenables, donde la escasez de oferta aumenta el precio, produciendo que la demanda que no está dispuesta a pagar los altos precios deje el mercado hasta que se alcance un precio en el cual la demanda resulta igual a la oferta. Significa que el nuevo equilibrio del mercado se alcanza a través de las libres decisiones de la oferta (aumento del precio) y de la demanda (reducción del consumo). En los mercados de electricidad el corte de demanda es una manera inevitable pero socialmente muy costosa de restablecer el equilibrio. No se hace ninguna distinción entre los consumidores que necesitan energía, y quieren pagar por ella, y los que necesitan menos y preferirían irse si el precio aumenta. Este hecho se debe en gran medida a que el consumo de la mayoría de los clientes no se mide en tiempo real y porque éstos no conocen el precio en cada instante. Salvo pocas excepciones no resulta posible utilizar el precio para limitar demanda en tiempo real. En consecuencia, la única manera de alcanzar el equilibrio es por la acción del OS desconectando carga.

Por lo tanto, durante los desequilibrios que surgen cuando la oferta no es suficiente para abastecer la demanda, el mercado no puede definir ciertamente el precio4 de la electricidad. En esta situación las reglas del mercado substituyen al resultado del propio mercado, a través de precios topes (“price caps”), cuya existencia se basa en la hipótesis de que en ausencia de los mismos, los precios de la electricidad podrían llegar a ser extremadamente altos, y seguramente más altos que la voluntad de pago de la demanda.

Existe un máximo (cap) "natural" al precio de la energía, que es el “valor de la demanda no abastecida” (VOLL). Este valor representa una estimación de la voluntad de pago de los consumidores para no ser cortados. Si fuera posible conseguir una valoración exacta de este parámetro, la pérdida de eficacia durante los desequilibrios sería

4 El mercado no casa (“clear”) un precio durante los desequilibrios


atenuada. Pero, actualmente, las metodologías disponibles estiman que el VOLL no puede garantizar un nivel de error aceptable.

La falla del mercado y las dificultades de estimar un valor razonable de VOLL tienen consecuencias sobre la suficiencia. El mecanismo que permite a las unidades marginales recuperar sus costos fijos son los “price spikes” que se presentan cuando el sistema está próximo o en una situación de desabastecimiento. Por lo tanto la recuperación de los costos fijos se basa en un parámetro con un alto nivel de error, el VOLL. La consecuencia directa es la ineficacia asignativa del mercado. Por otro lado, el número de “price spikes” es aleatorio, así que los ingresos de las unidades marginales serán altamente volátiles.

En muchos mercados los “price caps” no resultan suficientes para compensar los costos fijos de los generadores marginales. Por ejemplo la interferencia reguladora para evitar o moderar los “price spikes” es suficiente para inhibir inversiones, al introducir riesgos que elevan el retorno esperado de las inversiones en generación. En algunos casos la interferencia tiene razones políticas, la falta de voluntad de aceptar el impacto de los price spikes en la opinión pública. En otros casos la interferencia se debe a la dificultad de distinguir entre el abuso de poder mercado y los incrementos de precios que ocurren cuando no se puede abastecer la demanda y el precio alcanza el “price cap” (legítimo).

4.2.2. LOS PAGOS A LA CAPACIDAD (O POTENCIA FIRME)

Desde un enfoque formal, los pagos a la capacidad son mecanismos que tratan de resolver los problemas que surgen de la falla de los mercados eléctricos. Estos mecanismos estimulan la disponibilidad de potencia en los mercados eléctricos a través de pagos regulares, reemplazando la necesidad de “price spikes” para asegurar a las unidades marginales la recuperación de sus costos fijos, a la vez que se reduce la volatilidad de los ingresos de las unidades generadoras.

Una primera aproximación a la definición de pagos de capacidad la representa el siguiente concepto: "es un mecanismo que permite asegurar a los generadores un flujo regular de ingresos que les permita afrontar parte de sus costos fijos". Como los pagos de capacidad se asignan generalmente a unidades de generación que están disponibles para producir energía cuando lo requiere el Operador del Sistema (OS), son también herramientas para incentivar la disponibilidad de las instalaciones existentes de generación. Como los pagos a la capacidad reducen la volatilidad de los ingresos de los generadores, constituyen también una forma de reducir los riesgos de los inversores en nueva generación, y en consecuencia incentivar este tipo de inversiones.


Pero en este sentido debe tenerse en cuenta que hay otros métodos para incentivar la suficiencia. Los más comunes y eficaces son los contratos (de largo plazo) entre generadores y la demanda. Los pagos de capacidad se dirigen generalmente a las unidades de generación que venden la energía en el mercado spot, pero no a las unidades que entraron en contratos, que a través de los mismos ya tienen asegurado un flujo regular de ingresos.

Existen también pagos de corto plazo a los generadores que suministran servicios auxiliares, para regulación o como reserva rotante o fría. En este caso las unidades tienen algunas obligaciones, como cierta respuesta del tiempo de sus controles de velocidad, o la capacidad de puesta en marcha en un intervalo de tiempo específico. Estos pagos, son efectuados generalmente por el OS para lograr la seguridad del sistema, y no tienen las características de pagos de capacidad.

Por lo tanto, podemos definir las características de los pagos de la capacidad de la siguiente manera:

Son pagos proporcionales a la capacidad disponible de las unidades generadoras;

No son pagos asociados a contratos bilaterales para suministro de energía;

No son pagos asociados al suministro de servicios complementarios.

Y sus objetivos se asocian a la suficiencia de generación, no a la seguridad, la cual depende de que la potencia disponible (así como la transmisión) sean operados correctamente.

Lo antedicho no es una definición formal de pagos de capacidad, pero consideraremos que cualquier mecanismo de este tipo debe tener las cualidades anteriormente mencionadas.

Sin embargo, debido a algunas dificultades (teóricas y prácticas), no se ha alcanzado actualmente consenso sobre cuál es la metodología más apropiada de pagos a la capacidad. Por esta razón es que es posible identificar más de quince metodologías (aún en uso o abandonadas) de pagos a la capacidad.

No obstante estos pagos pueden clasificarse en tres categorías:

Incremento del precio de la energía producida (capacity adders): se paga un sobreprecio por la energía producida, en condiciones en las cuales la potencia disponible es necesaria para abastecer la demanda.


Pagos regulados con cantidades determinadas con procedimientos administrativos: la regulación fija una metodología para determinar la cantidad de potencia de cada generador que será remunerada, y la forma de calcular el respectivo precio, que es uniforme para todos los generadores. Esta es la metodología vigente actualmente en Perú.

Obligaciones de capacidad con subastas: la demanda tiene obligaciones de poseer un respaldo de potencia igual a su carga máxima más un porcentaje de reserva. Esta potencia puede obtenerse en través de contratos bilaterales, generación propia o comprándola en subastas de capacidad. Cuando en cierto intervalo de tiempo una determinada demanda no ha obtenido el respaldo necesario, debe pagar una penalidad.

En este informe se propone el desarrollo de un mercado de potencia firme como alternativa al mecanismo regulado vigente.


5. COMENTARIOS SOBRE LOS DOCUMENTOS PROVISTOS POR OSINERGMIN

5.1. ESTUDIOS PREVIOS

Si bien hemos revisado toda la información suministrada por OSINERGMIN, un documento en especial, “Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación – Documento de Trabajo” nos ha parecido fundamental el propio documento elaborado por OSINERGMIN “Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación”. Por un lado resume la opinión de numerosos estudios previos de consultoría, y por otro presenta una propuesta coherente. En gran medida este informe se orienta a recomendar como implementar las principales conclusiones de este documento.

Los principios que rigen la propuesta de OSINERGMIN en el mencionado documento, y que comentamos a continuación son los siguientes:

Es indispensable que se definan la Potencia Firme y la Energía Firme respecto de las características físicas de las unidades de generación; de modo que reflejen la confiabilidad real que brindan en la cobertura de la demanda.

Compartimos plenamente este principio, de hecho es una parte esencial de nuestra propuesta. También es unánimemente compartido por los consultores que realzaron análisis previos de la problemática de la PF. Nuestro único comentario es sobre la causa por la que, a pesar de la evidencia de este principio, no se haya corregido todavía la regulación para implementarlo.

El precio utilizado para valorizar las transferencias de potencia calculada administrativamente debe ser sustituido por un mecanismo de mercado.

Hemos orientado nuestra propuesta de adecuación regulatoria sobre la base de la fijación del precio de la potencia con mecanismos de mercado. La solución propuesta, consistente con mecanismos similares adoptados en otras jurisdicciones es un mercado de capacidad, que en el caso de Perú sería un mercado de PF. Sin embargo debemos advertir que los mercados de PF tienen ciertas características particulares que deben ser tenidas en cuenta:

Los mercados de capacidad tienen un único producto, la potencia firme (que según la jurisdicción puede tener distintas denominaciones), o la potencia disponible. Esto permite que todas las tecnologías oferten un producto comparable. EN estos mercados no existe energía asociada a la PF ofertada, salvo la


asociada a su funcionamiento cuando es requerida para asegurar la confiabilidad. Y en ese caso esa energía se remunera por separado.

Por lo tanto un mercado de PF en Perú tendría un carácter distinto a las licitaciones de PF con energía asociada. En estos mercados se licitan dos productos, y en consecuencia para poder comparar ofertas es necesario ya sea fijar el valor de uno de los dos productos o bien una fórmula que pondere los precios ofertados de ambos productos. En ambos casos queda claro que no existiría un precio comparable de la potencia.

En la Ilustración 15 se muestra una figura típica que muestra el costo total anual de producción de distintas tecnologías en función de las horas de despacho anual. Se aprecia por ejemplo que la tecnología TG es la más económica para bajas horas despacho, mientras que la tecnología de ciclos combinados es la más conveniente para horas de despacho en el orden de 7000-8000 horas. En el caso de centrales hidroeléctricas, como la energía está dada por el recurso hídrico, su tiempo de uso queda fijado por la optimización del proyecto, y puede ser apta tanto para la operación en punta como en la base.

Una licitación que especifique en forma directa o indirecta (seguir una curva de demanda) las horas de despacho está favoreciendo a una tecnología. Un valor de la potencia que surja de una licitación de este tipo va a reflejar el costo fijo de la tecnología más conveniente para esas horas de despacho, no el costo de asegurar la confiabilidad, que se logra con un mix de tecnologías, incluyendo aquellas con muy bajas horas de despacho pero que aseguran la continuidad del suministro en situaciones críticas para el sistema.

5 Esta figura tiende a ilustrar conceptualmente el concepto de costo en función de las horas de despacho, los costos no representan los costos reales en Perú de las distintas tecnologías.


Ilustración 1 – Costo Anual de Distintas Tecnologías en Función de las Horas de Despacho Anual

La conclusión de este análisis es que sólo a través de subastas de un producto único, la PF se puede descubrir el precio de la PF6.

Es recomendable que al menos con periodicidad anual se lleve a

cabo un proceso de licitación para adquirir la Potencia Firme y Energía Firme necesarias para cubrir la demanda esperada de las distribuidoras y Usuarios Libres.

Estamos de acuerdo con este principio, y nuestra propuesta diseña el mecanismo de licitación.

La obligación debe ser tal que sea exigible en todo momento, manteniendo la proporción de lo asignado en la licitación.

Este tema se analiza con más detalle en la sección 7.7.9. El concepto de PF implícitamente acepta que una unidad puede estar indisponible. La definición propuesta de PF es que siempre en conjunto exista suficiente potencia disponible para asegurar la cobertura de la demanda, pero aceptando que algunas unidades pueden estar indisponibles. Por otro lado, la PF es una métrica de la contribución de una unidad a la confiabilidad del sistema, pero se espera que esta unidad aporte en cada momento su potencia efectiva, no su PF.

6 No obstante, como el único producto subastado es la disponibilidad de PF, este precio no mide los beneficios que una unidad puede obtener de la venta de energía, sólo mide su aporte a mantener en servicio suficiente capacidad como para asegurar la confiabilidad del servicio.


Debe habilitarse un mercado secundario organizado que permita dar cumplimiento a la obligación en caso el generador no tenga disponible toda la Potencia Firme y Energía Firme propia por la cual se obliga.

Si bien coincidimos en la conveniencia de un mercado secundario, este debe necesariamente suceder al mercado principal de PF. Adicionalmente proponemos reemplazar el concepto a nuestro entender redundante de energía firme por una definición de PF que la incluya. Este tema se analiza en detalle en la sección 6.2

Dado que se exige que los contratos no excedan la Potencia Firme de que dispone un generador, no debiera confiscarse a éste su ingreso por potencia debido al ingreso de nuevos agentes.

Este es un tema esencial a corregir de la regulación vigente. Nuestra propuesta incluye este tema.

En relación a la conceptualización de la propuesta de OSINERGMIN presentada en la sección 5.2 del documento “Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación – Documento de Trabajo”, tenemos los siguientes comentarios:

1. La Potencia Firme y la Energía Firme deben definirse sobre la base de las características físicas de las unidades de generación, considerando la disponibilidad real para brindar respaldo a la demanda de electricidad en todo momento durante el periodo cubierto por una obligación garantizada de entrega y específicamente durante condiciones adversas.

Comentario: Desde nuestro punto de vista, con una definición adecuada de la potencia firme, no resulta necesario definir dos productos separados, energía y potencia firme. Con una definición adecuada de potencia firme, la energía firme queda implícita.

2. El COES debe mantener un sistema de registro de los contratos que se respaldan con Potencia Firme de forma tal de asegurar que toda la demanda (o la demanda regulada) pueda ser suministrada aún en condiciones adversas. El COES debe también evaluar periódicamente, con un horizonte de largo plazo, cuando es la potencia en generación nueva que el SEIN requiere para operar con confiabilidad y seguridad. Sin comentarios

3. Dado que el desarrollo de la generación eléctrica debe responder a los objetivos de política energética que dicte el MINEM, es


necesario que se promueva la instalación de centrales eléctricas que permitan alcanzar dichos objetivos. En general esta política se ha orientado a definir el mix de generación, en particular la generación hidroeléctrica y renovable.

Comentario: Entendemos que este tema requiere de una redefinición del rol del mercado en la expansión. No parece probable que inversores prefieran asumir el riesgo del mercado spot cuando pueden obtener contratos de largo plazo en las licitaciones.

4. Los generadores eléctricos deben tener la libertad de ofrecer la cantidad de Potencia Firme por la que se desean obligar, hasta el límite máximo de potencia firme que establezca el COES y determinado de acuerdo con las definiciones de la LCE (recomendado que sea con las nuevas definiciones que resulten de este estudio).

La obligación de potencia es permanente y debe verificarse su cumplimiento regularmente, pudiendo darse por cumplida con Potencia Firme y Energía Firme propias o adquiridas de terceros y que no hayan sido comprometidas previamente.

Comentario: existen dos temas asociados a estos conceptos que pueden ser relevantes en un nuevo esquema:

Establecer una contraprestación asociada a la compra de potencia firme, sobre todo en la prioridad de abastecimiento en caso de racionamiento.

Sería conveniente, como se analiza más adelante que las obligaciones de potencia firme se puedan respaldar con contratos con generadores, compras a un futuro mercado de potencia firme o con demanda interrumpible (esto último para los grandes usuarios).

En este caso de los terceros que no son parte del COES, se debe establecerse claramente que es el COES quien define cuanto es su potencia firme y energía firme que pueden vender.

5. Para el caso de la generación nueva se debe ofrecer la garantía de remuneración por un plazo suficiente para facilitar el pago del servicio de la deuda del proyecto, siempre que resulten adjudicatarios de una licitación competitiva de capacidad. En este sentido el precio resultante debe quedar firme durante el plazo pactado, así como la potencia comprometida o adjudicada a entregar, debiendo la licitación contar con un precio máximo o


tope que permita proteger a los usuarios del ejercicio de poder de mercado o abuso de posición de dominio.

Comentario: como parte de este estudio se realizará un análisis de las condiciones requeridas por las entidades financieras para inversiones en generación en Perú. Uno de los objetivos es establecer los plazos mínimos necesarios para un “project financing”, la rentabilidad que pueden esperar inversores serios y adversos al riesgo (lo cual permitiría estimar el precio máximo admisible) y las garantías que se deben proveer para reducir los riesgos.

6. En el caso de los generadores existentes, se puede realizar licitaciones de capacidad con precio firme por un año, siendo que el precio tope debería estar relacionado con los que resultaron de las últimas licitaciones de capacidad de la generación nueva. Se tendría el mismo compromiso de potencia, en términos de obligaciones, que los generadores nuevos.

Comentario: un aspecto clave para el éxito de un nuevo esquema de aseguramiento de la potencia firme es que los generadores existentes no se vean afectados económicamente (ni que estén sujetos a nuevos riesgos) por el nuevo esquema. De hecho dar una solución neutra para los generadores existentes será una parte clave de este estudio.

5.2. COMENTARIOS GENERALES

El análisis de la oferta y demanda de electricidad en los últimos años y su proyección a corto plazo no muestran un problema de falta de capacidad en los próximos años (al menos hasta 2021). No obstante no existe información para verificar en qué medida esta suficiencia de generación es un resultado de decisiones de los agentes basados en el mercado o la consecuencia de las numerosas medidas regulatorias tendientes a asegurar el suministro.

Sobre este tema cabe mencionarse que existe un exceso de regulación relacionada con el aseguramiento del suministro a través de la suficiencia de la generación, tal como se muestra en la tabla siguiente:


Regulación Concepto relevante Comentarios

LCE Los contratos de venta de electricidad son obligatorias para la demanda y deben ser respaldados con Potencia Firme y Energía Firme

Ley 28832 Contratos de venta de electricidad son respaldados con Potencia Firme y Energía Firme

sistema de licitaciones de suministro con anticipación mínima de tres años

Destinada a Usuarios regulados

Decreto Legislativo N° 1002

Promoción del ingreso de centrales de generación basadas en Recursos Energéticos Renovables

El mecanismo adoptado para garantizar que se alcancen dichas metas son las subastas de suministro basadas en RER

Decreto Legislativo N° 1041

Pago complementario al Precio Básico de Potencia destinado a aquellas centrales de generación que operen con gas natural y sean duales

Decreto de Urgencia N° 037-2008

Cuando el Ministerio de Energía y Minas declare situaciones de restricción temporal de generación, requerirá a las empresas en que tenga participación mayoritaria la contratación de la generación necesaria


para mantener el suministro eléctrico.


Promover la inversión en 600 MW de Reserva Fría de Generación11 como medida excepcional

Estas licitaciones han buscado únicamente mantener una cantidad de potencia suficiente para mantener el margen de reserva; sin embargo, se entiende que en caso ello no ocurra, dicha capacidad se encuentra disponible para suministrar energía a los Usuarios Regulados, debiéndose por tanto recurrir a racionar a los Usuarios Libres

La falta de uniformidad de los contratos y su redacción ha llevado a que en algunos caso no se pudiera utilizar esta potencia en un caso de racionamiento.

Decreto Supremo N° 001-2010-EM y el año 2011 con Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM

Se establece como permanente la posibilidad de promover la inversión en Reserva Fría, asimilando este tipo de generación a la Generación Dual.

Ley N° 29970 Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo de Polo Petroquímico en el Sur del País

MINEM define las políticas, acciones y carteras de proyectos para incrementar la seguridad en el suministro de energía; siendo que el MINEM establece la forma y oportunidad en que los usuarios del sistema energético pagarán por los proyectos que el MINEM


defina

Decreto Supremo N° 038-2013-EM

Se establecieron disposiciones para incrementar la capacidad termoeléctrica mediante subastas de capacidad de generación conducidas por PROINVERSION para efectos de lograr un margen de reserva necesario para afianzar la seguridad energética. Al amparo de esta norma y su ley marco se solicitó la contratación de generación de reserva bajo la denominación de Nodo Energético del Sur.

Asimismo, se ha realizado el concurso por 1 000 MW para el Nodo Energético del Sur que a su vez cuenta con su propio régimen legal.

Cada central de generación así contratada cuenta con un régimen legal distinto.

No queda clara (al menos en la redacción la interacción con el DS 121-2009)


Resolución Ministerial Nº 564-2010-MEM/DM y los Decretos Supremos N° 003-2011-EM y 008-2011-EM

Disponiendo que hasta el 31 de diciembre de 2012, PROINVERSION lleve a cabo las licitaciones a que se refiere la Ley N° 28832 inicio de un proceso de promoción de inversión privada para la puesta en operación comercial a partir del año 2015 de generación hidroeléctrica por hasta 500 MW de potencia instalada

Es necesaria la intermediación entre los generadores hidroeléctricos adjudicatarios y los usuarios finales (distribuidoras y Usuarios Libres), que ha sido asumido por Electroperú S.A., quien se hace responsable de pagar por la electricidad contratada a los generadores hidroeléctricos y debe encargarse de buscar compradores a quienes revender lo contratado.

Consideramos conveniente analizar un esquema como es de Brasil donde la energía y potencia contratada se asigna directamente a los distribuidores (en su rol de proveedores de la demanda regulada.


Política Energética 2010-2040 aprobada por Decreto supremo N° 064-2010-EM

11 objetivos genéricos

Consideramos que las propuestas de este estudio permiten definir un esquema que simplificaría toda esta regulación, transfiriendo a la demanda la obligación de cubrirse con suficiente PF como para asegurar la confiabilidad global del sistema.

La estrategia es establecer que toda la demanda deberá cubrir su demanda en el período crítico para el sistema con potencia firme más un margen de reserva, que puede obtener:

A través de contratos bilaterales adjudicados en subastas competitivas,

Asignando a la demanda potencia contratada en licitaciones centralmente organizadas y orientadas a nueva generación, ya sea libre o de una tecnología específica

En un mercado de capacidad (de potencia firme) Finalmente, en un mecanismo de último recurso en caso que las

licitaciones y el mercado de capacidad no sean exitosas para atraer nueva capacidad

Un esquema como este aseguraría:

Que toda la demanda sea cubierta por potencia firme, Que las licitaciones y el mercado de PF o de capacidad,

correctamente diseñados, permitan a los inversores el financiamiento de los nuevos proyectos de generación.

Que las licitaciones por nueva generación (incluyendo renovables) se adecúen a los objetivos de la política energética.


6. CONFIABILIDAD Y POTENCIA FIRME EN EL MERCADO ELECTRICO DE PERU

6.1. ORGANIZACIÓN DE LA PROPUESTA DE ADECUACIÓN DE LA REGULACIÓN

Dado el diagnóstico de la situación existente nuestra propuesta de solución la hemos dividido en módulos. Estos módulos se pueden combinar de distintas formas para lograr un mejor cumplimiento de los objetivos del estudio, pero también para adecuarlos a las posibilidades de realizar cambios mayores a la legislación y regulación existente.

Los módulos identificados y que se desarrollan en este informe son:

1. Módulo 1: Confiabilidad y Potencia Firme a. Objetivos de confiabilidad establecidos por la autoridad

competente en el tema b. Cálculo de la Potencia firme de las unidades generadoras c. Cálculo del Margen de Reserva (medido en términos de la

PF) necesario para alcanzar los objetivos de confiabilidad establecidos por la autoridad competente.

2. Módulo 2: Enfoque para Alcanzar los Requerimientos de Potencia Firme

a. Obligación de la demanda de estar cubierta con PF b. Inclusión de los grandes usuarios libres en la obligación de

cobertura, la cual se puede alcanzar a través de: - contratos - mercado de PF

3. Cobertura de la demanda de energía

a. Adecuaciones de los procesos de licitación

Se desarrollan a continuación cada uno de estos módulos, y finalmente se analiza la forma en que se pueden combinar los mismos para cumplir los objetivos planteados con el nivel de cambios regulatorios que se considera factible en los plazos disponibles. Los aspectos relacionados con las adecuaciones de los procesos de licitación se detallan en el volumen correspondiente a este tema.

6.2. CONFIABILIDAD Y POTENCIA FIRME

6.2.1. OBJETIVOS DE CONFIABILIDAD

El inicio del establecimiento de un régimen de confiabilidad surge de la definición por la autoridad competente (MINEM y OSINERGMIN) de una métrica de la confiabilidad que permita luego definir objetivos. Estos objetivos consistirán en la especificación de los valores mínimos que


debe alcanzar la métrica (por ejemplo si la métrica fuera el LOLE, se podría especificar el objetivo de confiabilidad como “no más de 1 días de racionamiento cada 2 años”)

Si bien durante mucho tiempo fueron de uso generalizado los métodos determinísticos, actualmente a nivel mundial, y específicamente en Perú se han generalizado los métodos probabilísticos.

En las técnicas de evaluación de confiabilidad probabilísticas se hace uso de la teoría de probabilidad y estadística, por la aleatoriedad misma del objeto de estudio. En estas técnicas de evaluación, las suposiciones y simplificaciones son importantes, ya que el modelo probabilístico de cualquier componente se basa en la observación el comportamiento según su historial de funcionamiento.

El enfoque probabilístico es esencial para evaluar la confiabilidad de sistemas eléctricos, ya que la probabilidad de no abastecer la demanda en un determinado momento depende de cientos o miles de variables aleatorias como la disponibilidad de las unidades generadoras, la cantidad de recursos primarios intermitentes disponibles en cada momento, las fluctuaciones de la demanda, etc..

Existen a nivel mundial un número limitado de métricas probabilísticas utilizadas con este propósito, pero que son de uso generalizado en la mayor parte de los sistemas eléctricos:

Probabilidad de Pérdida de Carga (Loss of Load Probability, LOLP) Pérdida de Carga Esperada (Loss of Load Expectation, LOLE)

[h/año] Energía No Abastecida Esperada (Expected Energy not Supplied,

EENS) [MWh/año] Demanda No Abastecida Esperada (Expected Demand not

Supplied, EDNS) [MW] Frecuencia Esperada de las Interrupciones (Expected Frequency of

Load Curtailment, EFLC) [veces/año] Promedio de Duración de las Interrupciones (Average Duration of

Load Curtailment, ADLC) [h/interrupción]

El enfoque determinístico en estudios de confiabilidad, define qué tan confiable es el sistema mediante la existencia de suficientes reservas en instalaciones de generación y transmisión. El criterio N-1 es un método de evaluación determinístico, en el cual se toma en cuenta la salida únicamente de un elemento del sistema, luego se analiza el cumplimiento de criterios establecidos luego de la contingencia. Cabe destacarse que no es posible simular todos los escenarios, posibles debido a la gran cantidad de elementos en el sistema, por lo cual no puede obtenerse una evaluación cuantitativa de la confiabilidad global de un sistema


La información básica a usarse en cada uno de estos métodos es prácticamente la misma, aunque difieren los algoritmos y la interpretación de los resultados.

A los efectos de este estudio no es necesario definir cuál es la metodología a utilizarse, pues el desarrollo posterior será válido para cualquiera de ellas. Se recomienda el uso el criterio LOLP/LOLE7.

Para calcular la confiabilidad de la generación de un sistema eléctrico se deben como mínimo tener en cuanta:

Las fallas y tiempos de mantenimiento de las unidades generadoras,

La disponibilidad de recursos primarios intermitentes, El agua entrante a los embalses y su política de operación, La aleatoriedad de la demanda.

En muchos sistemas (como el peruano) se intenta definir la contribución de cada unidad generadora a la confiabilidad global del sistema. Entonces el concepto de potencia firme puede considerarse como una métrica del aporte de una unidad generadora (o en ciertos casos de una central) a la confiabilidad del sistema.

Fijados los objetivos de confiabilidad, se debería definir la cantidad de reserva necesaria –es decir de suficiencia- en el sistema que asegure el cumplimiento del objetivo de confiabilidad. Esta cantidad de reserva se puede establecer en términos de la potencia instalada, o de la potencia firme. Normalmente el nivel de potencia firme necesario será superior a la demanda máxima del sistema. Para asegurar la confiabilidad la regulación debería establecer mecanismos para que se instale una cantidad de potencia firme igual a la demanda máxima más el correspondiente margen de reserva. Naturalmente el margen de reserva de PF dependerá de la forma en que se defina esta.

Si bien sería posible establecer un sistema de medición y remuneración de la confiabilidad sin usar el concepto de PF, en el caso de Perú ha sido introducido desde los inicios del mercado y su uso ha sido aceptado por todos los agentes, por lo cual no hay razón para prescindir del mismo.

6.2.2. MECANISMO ACTUAL DE CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES GENERADORAS

El Procedimiento Técnico PR-26 del Comité de Operación Económica del SINAC precisa la metodología de cálculo de PF de las unidades

7 El cálculo es similar, sólo difieren en la forma que se presentan los resultados, LOLP como una probabilidad, y LOLE como el número equivalente de días de interrupción del servicio en un determinado período de tiempo (ej. 1 día de falla cada dos años)


generadoras, de la cual se describen a continuación las partes más relevantes:

Potencia Firme (PF T) de una unidad térmica

PFT = Peft * (1-FIF) Donde:

Peft: Potencia Efectiva en bornes de la unidad. FIF: Factor de Indisponibilidad Fortuita mensual de la unidad.

Esta definición es de uso común en muchos mercados, y refleja razonablemente la contribución de una central térmica a la confiabilidad del sistema.

Dado que la posibilidad de aportar potencia de una unidad o central puede verse afectada por el tiempo en que está en mantenimiento, en el Anexo 6 se desarrolla el borrador de nuestra propuesta de un nuevo Procedimiento de cálculo de la PF, en el cual se recomienda que este tiempo se incluya en el cálculo de la PF de las unidades.

Para las centrales hidroeléctricas el procedimiento es más complejo, pues tiene en cuenta el régimen hidrológico y la capacidad de los embalses (que se verifica a través de batimetrías). A partir de esta información se obtiene a través de simulaciones las energías garantizadas (EGi) por las centrales, para cada uno de los 12 meses “i” del año.

La energía garantizada surge de la simulación con la serie hidrológica con probabilidad de excedencia del 95%. La Energía Garantizada por cada central (EG) en el período de evaluación, que son los 6 meses más críticos de la oferta hidrológica (llamado período de evaluación T), es igual a la suma de las energías garantizadas de los meses que conforman dicho período.

Según el tipo de central, la energía garantida se calcula de la siguiente forma:

Para las centrales con reservorios estacionales y regulación horaria (EGRE) la energía garantida de cada central se calcula de forma similar, es decir la producción durante T.

Para las centrales con reservorios horarios con capacidad de regulación horaria la energía garantida (EGRH) se calcula como el mínimo entre la energía almacenable en el reservorio y la producción en período de evaluación (T).


En ambos casos la energía garantida se limita por la potencia efectiva (Pefh) de la central multiplicada por el número de horas de regulación (HR) multiplicada por el número N de días del período. HR está establecido por la regulación, aunque puede ser ajustada durante el cálculo.

La Potencia Garantizada por los Reservorios con capacidad de Regulación Horaria (PGR), en el período de evaluación resulta:

min EGRE EGRH,P ∗ N ∗ HR

∗

Para las centrales de pasada el cálculo es algo diferente:

Energía de Pasada de la unidad de generación en el período de evaluación (EGCP):

EGCP = EG – EGRE

Donde:

EG: Energía garantizada por la central en el período de evaluación.

Potencia Garantizada como Central de Pasada (PGCP):

∗ 24

Adicionalmente hay una definición de la PF para la cogeneración que pondera los tiempos cuando la Central de Cogeneración opera con producción asociada de calor útil y cuando opera sin producción asociada de calor útil.

Adicionalmente, existe un reajuste posterior de la PF (sección 8.5 del PR-26) de todas las unidades con los siguientes criterios:

8.5.1. OBJETIVO.

Reajustar la potencia firme de las unidades de generación en el caso supuesto que la suma de las potencias firmes de las unidades térmicas e hidráulicas no llegue a cubrir la máxima demanda a nivel de generación del sistema, para una probabilidad de excedencia dada por el Ministerio de Energía y Minas.

8.5.2. DATOS.


En caso se presente la condición indicada en el numeral anterior y previa solicitud de la DOCOES, los Integrantes proporcionarán las Potencias Garantizadas de sus unidades generadoras hidráulicas calculadas bajo las siguientes condiciones:

- Horas de regulación: Reduciendo progresivamente en intervalos de una hora, desde las horas de regulación dada hasta el límite de una hora.

- Probabilidad de excedencia: Reduciendo progresivamente en intervalos de 1%, desde la probabilidad de excedencia dada hasta el límite de 70%.

Este ajuste tiende sentido desde el punto de vista de asignar la recaudación de pagos de potencia a las unidades con potencia firme, pero vuelve inútil la relación entre potencia firme y confiabilidad.

El concepto básico es que la potencia firme es una propiedad de cada unidad (o del conjunto en caso de las centrales hidroeléctricas con regulación tal como se verá más adelante), independiente de la demanda del sistema.

El enfoque de cálculo de la PF que proponemos requiere de eliminar los reajustes a la PF, y en cambio establecer un requerimiento de potencia firme necesario para lograr los objetivos de confiabilidad que establezca la autoridad competente. En el resto de esta sección se analiza la forma en que se debería definir la potencia firme y en el capítulo 0 se propone el mecanismo que debería asegurar la disponibilidad de potencia firme suficiente para alcanzar los objetivos de confiabilidad.

6.2.3. POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES TÉRMICAS Y DE COGENERACIÓN

En principio coincidimos con la metodología de cálculo de la PF de unidades térmicas, sin embargo se puede mejorar teniendo en cuenta las necesidades de mantenimiento. Si bien es conveniente que las centrales térmicas realicen su mantenimiento en los períodos de bajos precios en el mercado8, y las centrales hidroeléctricas en los períodos de poca lluvia (menores caudales), esto puede llevar a que finalmente la falta de capacidad en esos períodos lleve a convertirlos también en críticos. En el Anexo 6 se ha propuesto una forma de considerar el mantenimiento en el cálculo de la PF.

8 Que normalmente coinciden con los períodos de alta hidraulicidad y/o abundancia de oferta. Por otro lado los períodos de precios altos tienden a coincidir con la baja hidraulicidad o falta de potencia disponible.


En el Anexo 7 se propone una nueva metodología para el cálculo del margen de reserva, la cual incluye la optimización del tiempo en que saldría de servicio por mantenimiento cada unidad. Cabe notarse que esta optimización lleva a una distribución optimizada del mantenimiento en la cual las variaciones del precio del mercado serían atenuadas y la disponibilidad de PF resultaría bastante uniforme a lo largo del año.

En relación a la FIF se propone modificar la regulación vigente y que esta se calcule a fines de cada año en base a los registros históricos de disponibilidad como:

∑

∑ 8760

Donde

TIi= tiempo total indisponible en el año “i”

TMPi= tiempo total en mantenimiento autorizado el año “i”

Además, con el propósito de que la PF de una unidad refleje su contribución a la confiabilidad se propone (Anexo 6) agregar el FIF una componente que refleje el impacto del mantenimiento de la misma sobre la confiabilidad.

Esta componente adicional supone que los propietarios de cada unidad acepten que el COES determine el mejor momento para sus paradas por mantenimiento preventivo. En caso contrario el FIF incluirá todo el tiempo de mantenimiento.

Un criterio similar se aplicaría a las unidades de cogeneración. Cabe destacarse que en estas los momentos de mantenimiento están relacionados con las necesidades de proveer calor, lo cual puede llevar a que estos se realicen en períodos de altos precios en el mercado.

6.2.4. POTENCIA FIRME DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

En este caso el PR-26 se aleja más de medir la contribución real de una central hidroeléctrica a la confiabilidad:

La separación entre centrales con “Reservorios Estacionales con capacidad de Regulación Horaria” y “Reservorios Horarios con capacidad de Regulación Horaria” es arbitraria, y lleva a fórmulas de cálculo que, sobre todo en el último caso, llevan a sobrestimar la energía que una CH puede asegurarle al sistema.

En el caso de los “Reservorios Estacionales con capacidad de Regulación Horaria” está implícita la hipótesis que se puede


regular (en realidad lograr que sea constante) la generación de la central por un período de 6 meses. Esto depende de la capacidad del reservorio y del perfil de los aportes hidrológicos. Si bien es seguramente cierto para el lago Junín, no lo es necesariamente para otros reservorios con menor capacidad o régimen hidrológico más irregular.

En el caso de “Reservorios Horarios con capacidad de Regulación Horaria” está implícito el supuesto que todos los días llega al reservorio una cantidad de agua suficiente para operar la central a plena potencia durante HR horas. Sino, aunque el volumen total que llega durante un semestre pude cumplir esta condición, no necesariamente ocurre a nivel diario. Y en consecuencia la CH podría no disponer de la energía garantida durante parte del periodo crítico. Indudablemente esto depende del régimen hidrológico particular de cada CH.

No obstante el inconveniente más importante es la definición de la PF en base a un supuesto número de horas de uso. La potencia que las CH pueden despachar con un cierto volumen de energía depende tanto de este valor como de la forma de la curva horaria de demanda.

A manera de ejemplo se ha analizado la implicancia del uso de este criterio en la operación real de un día particular. Se ha usado los resultados de la operación del sistema del día 19 de noviembre de 2014, publicados por el COES.

La Ilustración 2 muestra la generación del SEIN cada media hora tal como la informó el COES,

Ilustración 3 muestra la energía necesaria (eje y) para despachar una central hidroeléctrica hipotética de forma que pueda producir diferentes cantidades de potencia (eje x) de forma que se minimice el máximo requerimiento de potencia térmica para abastecer la demanda9. En la misma figura se muestra en el segundo eje y el tiempo equivalente de uso de la energía despachada (energía/potencia despachada). Se aprecia que el valor de energía para obtener un tiempo de uso de 5 horas (valor actual inicial de HR) es de 8000 MWh, con los cuales sólo se podrían despachar (garantizar) 300 MW de potencia hidroeléctrica, mientras que el COES con la metodología actual reconocería como PF toda la energía firme disponible dividida por 5 horas de uso.

9 En el caso normal que los costos de abastecer la demanda con generación térmica son monótonamente crecientes con la potencia generada, este es también el despacho de mínimo costo.


Ilustración 2 – Despacho del SEIN Ejecutado Diario del 19-11-2014

Ilustración 3 – Energía Necesaria en Función de la Potencia Despachada

Surge claramente de este análisis que para que exista una relación entre la energía garantizada y la PF es necesario tener en cuenta la forma de despacho de esa energía en la curva de carga real del sistema.

Nuestra propuesta de cálculo de la PF de las centrales hidroeléctricas se basa en el análisis de la forma de despacho de centrales de este tipo tal como se analiza a continuación con un ejemplo.

La Ilustración 4 muestra los datos del ejemplo. Se deben despachar en forma óptima un par de CHs bajo la hipótesis que los costos de abastecimiento con generación en cada hora son monótonamente crecientes con la potencia térmica despachada.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Energía necesaria (MWh) Horas Equivalentes


Ilustración 4 – Datos de un Caso Hipotético de Despacho

El despacho óptimo individual de ambas CH se muestra en la Ilustración 5 para la CH A, y en la Ilustración 6 para la CH B.

La Ilustración 7 muestra (en verde) el despacho conjunto de ambas CH, verificándose que la potencia conjunta despachada en forma óptima (PF conjunta) y que minimiza el requerimiento térmico es menor que la suma de las potencias despachadas en forma individual. La parte de las barras en rojo oscuro muestra la parte de la demanda que debería ser cubierto por generación térmica. Este efecto también se manifiesta en forma genérica en la Ilustración 3 por la tendencia monótonamente creciente del requerimiento de energía para despachar cantidades crecientes de potencia.

Ilustración 5 – Despacho Óptimo de la Central A


Ilustración 6 - Despacho Óptimo de la Central B

Ilustración 7 – Despacho Óptimo Conjunto de las CH A y B

Generalizando este efecto para un conjunto de CHs, se vería que cada CH adicional requiere cantidades crecientes de energía para cada MW de potencia que se quiera garantir.

Sólo teniendo en cuenta este efecto se puede establecer una relación real entre la PF de las CH y la confiabilidad del sistema. Un despacho como bloques de duración fija tal como se establece en el PR-26 no guarda relación directa con el aporte de las CH a la confiabilidad.


No obstante es necesario definir una forma alternativa de la metodología para determinar la PF de las CH.

La forma recomendada sería la siguiente:

Mediante simulaciones de un año con hidrología con probabilidad de excedencia del 95% se define la energía producible cada semana por cada CH. Las simulaciones tendrán como objetivo minimizar el máximo requerimiento térmico durante el período simulado10;

Se define la energía garantida (EG) de cada CH como su producción en la semana que resulte con mayor requerimiento térmico;

Se simula el despacho de las CH con su EG sobre una curva de demanda que se corresponda con la semana de mayor requerimiento térmico (esto es 168 horas). La potencia total despachada será la potencia firme conjunta de las CH (PFCH)11;

Luego se simula el mismo despacho sacando cada vez una CH (CHi) y manteniendo el resto12. La potencia despachada sin la CHi será denominada PFSHi.

Se calcula la PF de la CH “i” con la fórmula:

∑

Se puede apreciar que esta fórmula cumple que la suma de las PFi de todas las CH es igual a la potencia firme conjunta PFCH.

Este procedimiento no requiere de hipótesis sobre como clasificar a las CH, ya que el efecto de la regulación que pueden aportar cada una queda reflejada en la energía que logra asegurar en el período crítico para el sistema.

10 Es posible realizar este procedimiento con el programa SDDP si se definen los costos variables de las centrales térmicas en forma adecuada.

11 Se debe tener en cuenta en el despacho la energía que no puede ser despachada en horas de punta por requerimientos de caudales mínimos a erogar.

12 Es decir en cada caso se calcula el despacho de todas las CHs menos CHi


6.2.5. GENERACIÓN INTERMITENTE

El caso de las CH de pasada sin regulación agua arriba se tiene en cuenta en la sección previa. Para el resto de la generación renovable se ha supuesto que su PF es igual a cero. Si bien en principio este criterio parece razonable, puede llevar a subestimar el aporte reducido pero no nulo de la generación intermitente a la confiabilidad del sistema.

Normalmente la generación intermitente, específicamente eólica y solar tienen largos períodos de generación cero, razón por la cual no pueden garantizar una PF al sistema. No obstante, una vez que exista suficiente generación con estas tecnologías, y las centrales estén geográficamente separadas, es posible que el conjunto de dichas centrales aseguren siempre cierta generación. En ese caso se puede asignar al conjunto de las centrales de este tipo un valor de potencia firme, que a su vez puede distribuirse proporcionalmente a cada planta.

6.2.6. GENERACIÓN TÉRMICA CON RESTRICCIONES DE COMBUSTIBLE

La forma en que se define la PF de las unidades térmicas supone que estas no tienen limitaciones en la disponibilidad de combustible. Si estas existieran y en consecuencia la cantidad diaria disponible no permitiera una operación continua a plena potencia, se debería aplicar a estas un criterio similar a la que se usa para las centrales hidroeléctricas. De hecho su PF debería calcularse en forma simultánea.

Las restricciones de disponibilidad de combustible se pueden en principio originar en:

Falta de contratos firmes de transporte de gas por la totalidad de la posible producción de cada central térmica,

En simultáneo con falta de instalaciones para el uso de un combustible alternativo,

En ese caso las unidades deberán informar al COES de las limitaciones de sus contratos de transporte de gas, y en base a esta información el COES calcula la energía máxima producible en las semanas en las que se calcula la PF de las CH.

6.2.7. INSUFICIENCIA DE PF Y PROCEDIMIENTO DE ÚLTIMO RECURSO

En caso que como consecuencia del cálculo de la PF total se verificara que en un plazo de dos años esta es insuficiente para cubrir la demanda más el margen de reserva, el MINEM podrá convocar una licitación para la contratación de nueva generación de rápida instalación.

La potencia (PF) así contratada será asignada a la demanda que carezca de cobertura en forma de contratos de PF sin energía asociada.


6.3. MARGEN DE RESERVA FIRME NECESARIO PARA ALCANZAR LOS OBJETIVOS DE CONFIABILIDAD

Se analiza en esta sección una metodología plausible para definir los requerimientos de PF totales para alcanzar un determinado nivel de confiabilidad.

Los pasos para este procedimiento serían los siguientes:

En base a los cálculos de la PF de las CH descriptos en la sección 6.2.4 se dispondrá para la semana de máximo requerimiento térmico la demanda a cubrir con este tipo de generación (RT), tal como se muestra en la Ilustración 8. La curva de carga deberá incrementarse para tener en cuenta las pérdidas de transmisión.

Ilustración 8 – Máximo Requerimiento Térmico

Se construye la curva de probabilidad de abastecer la demanda considerando la posibilidad de indisponibilidad de unidades térmicas (curva resultante del uso de la metodología LOLP);


Ilustración 9 – Curva de Probabilidad de Abastecer la Demanda

Con el requerimiento térmico y la curva LOLP se puede

calcular el requerimiento de reservan necesario para abastecer la demanda con el nivel de confiabilidad requerido, tal como se muestra en la Ilustración 10.

Ilustración 10 – Cálculo del Requerimiento de Reserva

Para completar el cálculo debe notarse que el requerimiento de reserva puede cubrirse con generación térmica o hidroeléctrica.

o La parte del RR que se cubre con generación hidroeléctrica requiere de la correspondiente PF. Tal como se diseñó el procedimiento, 1MW de PF

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Probabilidad

de Abastecer la Demanda

Demanda a Abastecer


hidroeléctrica disminuye en 1MW el RT, y en consecuencia el RR,

o En cambio 1 MW de potencia térmica adicional con un valor de FIF>0 no aporta 1 MW de reserva. El cálculo de la potencia adicional necesaria debe tener en cuenta la potencia disponible y el FIF de las unidades que provean dicha reserva. La PF calculada tal como se describe en el PR-26 es un proxi de dicha contribución.

Cabe destacarse que este procedimiento, aunque mejora la metodología actual, puede tender a sobrestimar las necesidades de RR. En el Anexo 1 se presenta una mejora de esta metodología que resuelve en gran medida estas limitaciones. En el Anexo 7 se presenta el procedimiento para el cálculo del MR de cuerdo a la propuesta metodológica del Anexo 1.

6.4. EL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA

La potencia firme de las unidades generadoras se remunera el precio básico de la potencia, que se calcula como lo establece el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y sus modificatorias).

Para el cálculo del Precio Básico de la Potencia, en el Artículo 126°, se establece:

a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:

I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) el Artículo 47° de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar.

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho Costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar.

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden;


IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determinan los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y

VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden.

…….

c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

Esta definición es consistente con los principios marginalista13, que establecen que en un mercado de electricidad donde la energía se remunere al costo variable de la unidad más cara es cada momento, y la potencia al costo de una unidad apta para la operación en punta da señales óptimas de inversión, es decir las decisiones tomadas en forma descentralizada por los inversores llevarían al mismo mix de generación que el que determinaría un proceso de planificación descentralizada.

Las características que debería tener esta unidad de punta serían de acuerdo a la teoría:

Operación anual reducida o nula, lo que implica que en un mercado todos sus costos fijos se deben recuperar a través del pago por capacidad

Los costos variables se recuperarían a través de los pagos en el mercado de energía,

El pago por capacidad debe considerar que la unidad pueden estar indisponible un número eficiente de horas por mantenimiento y por fallas consistentes con un mantenimiento adecuado

El inversor debe recibir una rentabilidad adecuada a las condiciones de un mercado competitivo.

13 El diseño del mercado eléctrico de Perú sigue en gran medida el enfoque marginalista.


En base a estas consideraciones la forma de cálculo del precio básico de la potencia es razonable y adecuado. Las turbinas de gas constituyen la tecnología de generación térmica más adecuada para la operación en horas de punta, y la que cumple con los establecido en el referido reglamento. Es importante notar se supone que la unidad de punta que establece la teoría marginalista tendrá un tiempo de operación muy reducido, por lo tanto los costos variables no constituyen un elemento a tener en cuenta en la consideración de la tecnología.

No obstante:

El incremento del precio básico de la potencia multiplicándola por uno más la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad tendría sentido si esa tasa se basa en un valor eficiente de una unidad bien mantenida. El costo de una unidad depende de su potencia instalada y no de su PF. Como la regulación prevé que se remunera la PF, tiene sentido un coeficiente que multiplique al precio de la potencia y asegure la remuneración de la capacidad total de la unidad. Si ese coeficiente refleja la disponibilidad esperable de una unidad y no la real, este coeficiente constituye un incentivo a la disponibilidad, ya que unidades con disponibilidad por encima de la eficiente tendrán una remuneración adicional.

Pero el incremento del precio en base al Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema no tiene sentido desde el punto de vista de la teoría económica. La unidad no puede suministrar más potencia que la disponible, y la regulación no le asigna ninguna responsabilidad en proveer alguna reserva adicional consistente con esta margen. En un sistema competitivo en equilibrio este pago debería llevar a reducir el precio del costo marginal de largo plazo de la energía, pero en un sistema bastante regulado como el de Perú, puede simplemente constituir un ingreso adicional de los generadores que reciben el pago por PF.

Es importante resaltar que desde el lado de la demanda, la existencia de este último incremento en el precio básico no representa ningún derecho a recibir una prestación adicional de reserva, sino simplemente un componente de la fórmula de cálculo.


7. ENFOQUE PARA ALCANZAR LOS REQUERIMIENTOS DE POTENCIA FIRME

7.1. LOS CONCEPTOS BÁSICOS

El objetivo final es el diseño e implementación de un mecanismo que asegure suficiente potencia en el sistema como para garantizar el abastecimiento de la demanda con el nivel de confiabilidad que establezca la política energética y que en consecuencia se establezca en la legislación y en la regulación.

El principio básico de todos los mecanismos es asegurar que existe suficiente Potencia Firme, es decir potencia disponible ponderada por una métrica que mida su contribución a la confiabilidad, para atender la demanda con el nivel de confiabilidad establecido.

Por lo tanto las diferencias entre los distintos mecanismos surgen de la forma en que se establecen los incentivos u obligaciones a los agentes para que en conjunto se alcancen las cantidades de PF.

Nuestra propuesta, alineada con los objetivos del servicio, y teniendo en cuenta prácticas internacionales exitosas consta básicamente de tres componentes:

1. Un mecanismo de cálculo de la PF de las unidades generadoras que sea consistente con su contribución a la confiabilidad. Este mecanismo se desarrolla en las secciones 6.2.3, 6.2.4 y 6.2.5 de este informe.

2. Un algoritmo para calcular la necesidad de PF en el sistema que asegure que se alcancen los objetivos de confiabilidad que establece la política energética. Este algoritmo en una versión simple y que no implica cambios mayores sobre la regulación y procedimientos en vigencia, se desarrolla en la sección 6.2. Un algoritmo alternativo, más preciso pero también algo más complejo se describe en el Anexo 114.

3. Un mecanismo para asegurar la disponibilidad de esa cantidad de PF. Nuestra propuesta sobre ese tema se explica en términos generales en la sección 7.2, mientras que el desarrollo de sus componentes se extiende al resto del capítulo 0.

14 Creemos que la mejora en la estimación del margen de reserva compensa ampliamente la mayor complejidad.


7.2. OBLIGACIÓN DE LA DEMANDA DE ESTAR CUBIERTA CON PF

La forma en que en ciertas jurisdicciones, principalmente los pools de USA han regulado la forma de alcanzar los niveles de confiabilidad establecidos es a través de la obligación de la demanda a estar cubierta con una cantidad de PF que iguale la demanda proyectada más el margen de reserva RR.

Se propone para Perú un esquema similar en el que la demanda puede cubrir sus obligaciones de cobertura a través de:

Contratos bilaterales con generadores que disponen de potencia firme, los cuales pueden concluirse de las siguientes formas:

o En licitaciones organizadas para la compra de nueva potencia firme y energía asociada. En esta categoría quedarían comprendidas por ejemplo: Decreto de Urgencia N° 032-2010 Resolución

Ministerial Nº 564-2010-MEM/DM y los Decretos Supremos N° 003-2011-EM y 008-2011-EM, para la compra de potencia de origen hidroeléctrico;

Decreto Supremo N° 038-2013-EM, para la compra de potencia para el nodo sur

Decreto de Urgencia N° 121-2009 para Promover la inversión en 600 MW de Reserva Fría de Generación

No obstante, tal como se analiza más adelante sería conveniente definir un esquema único de licitaciones, con reglas y prestaciones unificadas

o En licitaciones organizadas para la compra de potencia firme y energía asociada a la generación existente;

o Contratos bilaterales en las condiciones autorizadas por la regulación (precio de la potencia firme y energía al precio de barra), para la demanda regulada.

o La demanda libre podría participar opcionalmente de las licitaciones organizadas en forma centralizada, o contratar libremente con generadores.

Compras de PF en un nuevo Mercado de PF. Compras de PF a través de un procedimiento de último

recurso en caso que los mecanismos anteriores no logren los objetivos de confiabilidad establecidos.


Si bien este enfoque lograría su máxima eficacia si participa del mismo toda la demanda, sería posible un enfoque alternativo que se aplique solo a la demanda regulada abastecida por las distribuidoras. Desde un punto de vista legal parece razonable que se pueda obligar a la demanda libre a participar de este esquema, dado que la reserva es un bien público del que se beneficia. La base legal de una decisión de este tipo es el artículo 1, numeral 1.2, de la ley 29970, según el cual "la confiabilidad de la cadena de suministro de la energía para el mercado nacional tiene prioridad y es asumida por toda la demanda que es atendida por el sistema nacional [... el MINEM] en coordinación con OSINERGMIN, establece la forma y oportunidad en que los usuarios del sistema energético utilizan y pagan las instalaciones adicionales a dicho sistema en el ámbito de la presente Ley".

Como contrapartida, la demanda cubierta con PF tendría prioridad de abastecimiento en caso de racionamiento, o en caso que por razones técnicas no pudiera respetarse este criterio, tendría derecho a una compensación económica.

7.3. COBERTURA A TRAVÉS DE CONTRATOS

La cobertura de las obligaciones de PF a través de contratos es la forma tradicional y eficiente asegurar el abastecimiento. De hecho los contratos de largo plazo son la forma más común y efectiva de asegurar el suministro en un mercado eléctrico. Sólo en mercados muy desarrollados15 en zonas con economías muy fuertes ha sido posible asegurar el abastecimiento en base a generadores que venden masivamente al mercado spot.

No obstante una cobertura pura con contratos tiene ciertas dificultades, sobre todo en relación a los márgenes de reserva. Un sistema rígido de márgenes de reserva aportados por cada demanda puede llevar a un nivel no económico de sobre equipamiento, sobre todo con unidades de punta.

Las unidades que proveen reserva al sistema suelen tener bajos tiempos de uso produciendo energía debido a sus mayores costos variables, y por lo tanto son poco aptos para participar en contratos donde deben proveer energía asociada. En esos casos están expuestos a comprar grandes cantidades de energía en el mercado spot, a precios inciertos para atender sus obligaciones de provisión de energía.

15 USA, Europa, aunque en varios países de esta zona se usan mercados de capacidad como complementos.


El creciente desarrollo de energías renovables intermitentes ha afectado el funcionamiento de las plantas térmicas con tecnologías convencionales. Las RER intermitentes tienen costos variables cero por lo que tienen prioridad de despacho16, desplazando generación térmica. Por lo tanto el tiempo de uso de la generación térmica se vuelve más incierto. Si bien cuando pierden despacho pueden comprar sus obligaciones de producción en el mercado spot a precios menores que sus costos variables, esta volatilidad en la producción afecta sus compras de combustible con contratos Take or Pay, así como introduce la necesidad de mayor número de arranques y paradas. Todo esto afecta su ecuación económica cuando existen obligaciones asociadas a contratos de largo plazo.

Por otro lado debido a los naturales errores en la proyección de la demanda, para cubrir los requerimientos de cobertura con PF son necesarios esquemas de compra flexibles, lo cual no puede realizarse con contratos de largo plazo de provisión de PF con energía asociada

Los hechos arriba mencionados han llevado un varios países (y en creciente número) a crear mecanismos complementarios de remuneración de la capacidad como son los Mercados de Capacidad, o alternativamente, Mecanismos de Pagos Administrativos de Capacidad.

Para el caso de Perú nuestra propuesta, que es consistente con el documento elaborado por OSINERGMIN (Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación Documento de trabajo) es la creación de un mercado de capacidad adicional al mercado de contratos.

En el mencionado documento (sección 4.6) sus autores proponen como una de las medidas

Es indispensable que se definan la Potencia Firme y la Energía Firme respecto de las características físicas de las unidades de generación; de modo que reflejen la confiabilidad real que brindan en la cobertura de la demanda.

El precio utilizado para valorizar las transferencias de potencia calculada administrativamente debe ser sustituido por un mecanismo de mercado.

El uso de licitaciones de potencia y energía distorsiona el valor de la potencia, ya que este depende de la tecnología que presente ofertas.

16 Además, normalmente la regulación les asegura esta prioridad.


Sólo sería posible obtener un precio para valorizar la PF en un mercado en el que el único producto sea la PF.

Adicionalmente en este documento se enuncia:

La propuesta pretende establecer claramente la obligación que ocasiona en cada generador el beneficio de recibir la remuneración por el pago por capacidad. El valor de dicho pago por tanto se pretende sea despejado mediante un proceso competitivo en el cual, los generadores ofrezcan la cantidad por la cual desean comprometerse y el precio firme que les será aplicable. De esta forma se incentivaría el ingreso de nueva generación evitando la incertidumbre regulatoria que supone hoy en día la remuneración de la Potencia Firme utilizando el valor del Precio Básico de Potencia que calcula administrativamente OSINERGMIN

Las compras de PF y energía a través de contratos bilaterales serán a los precios a los cuales estos desean comprometerse a proveer la PF y energía asociada requerida.

Un esquema que progresivamente se ha ido estableciendo en las licitaciones es que estas promuevan que los participantes oferten dos precios, uno por la potencia y otro por la energía. Una fórmula pondera ambos precios, a través del tiempo de utilización esperado. Asimismo la licitación establece que no hay obligación de compra de energía, sólo cuando el precio en el mercado es mayor que el precio pedido por la energía. Esto lleva a que en el precio de la potencia se incluyan todos los costos fijos de los generadores, y que el precio de la energía refleje exclusivamente los costos variables. De esta forma un generador que ve reducido su despacho no se vería afectado económicamente.

Las compras para cubrir el margen de reserva y la punta de la curva de carga podrían ser hechas con mayor eficiencia en un mercado de PF. Adicionalmente serían posibles contratos para compra exclusiva de energía, para cubrir la obligación de la demanda regulada de cubrir toda su demanda con contratos.

7.4. COBERTURA EN UN MERCADO DE PF

Para mayor claridad vamos a describir en esta sección un posible mercado de PF, y luego en la sección siguiente analizaremos alternativas de implementación.

Cabe destacar que este mercado sería consistente con la obligación actual de la demanda de estar cubierta con contratos por un plazo de dos años. El mercado evaluaría con un año de anticipación la existencia


o no de la cobertura (en el segundo año vista), y en caso de un faltante, este se debería cubrir en el mercado de PF.

La operación del PF tendría los siguientes pasos:

o El COES en su rol de Operador del Sistema proyecta y planifica la operación para el período de planificación que tiene un horizonte de 48 meses (ver detalles en la sección 7.7.2), con 36 meses de antelación al momento en que la demanda debe cubrirse con PF. Para cada período de planificación, cada demanda (Distribuidor o Usuario Libre) informa su demanda esperada coincidente con el período crítico (de máximo requerimiento térmico) del sistema, así como los máximos semanales esperados para cada una de las 52 semanas del período, el programa de gestión de demanda esperado y la estimación de los recursos de generación disponibles.

o Con esta información, el COES proyecta la demanda del mercado y calcula el margen de reserva (como PF) necesario para cumplir el estándar de confiabilidad, definido como una pérdida esperada de carga (LOLP-LOLE) de un día cada “X” años.

o De esta manera, el COES calcula la PF requerida para alcanzar el estándar de confiabilidad, como la demanda prevista para el período de planificación más el margen de reserva correspondiente. La obligación de PF es proyectada para un período de cuatro años. Para cada demanda calcula la PF a cubrirse en el mercado de PF como la diferencia entre la demanda en el período crítico informada y la PF ya cubierta por contratos bilaterales.

o Todas las demandas deben cubrir una porción de la obligación calculada como su contribución a la demanda en el período crítico del sistema (aunque también podría ser zonal).

o Los generadores pueden ofertar hasta su PF no comprometida en contratos más aquella que se adquiera de otros generadores. Se pueden realizar pruebas de capacidad tales como operación continua durante 12 horas durante verano e invierno para verificar la potencia entregada. Si el generador falla en la prueba se aplica un descuento sobre su capacidad remunerable.

o Los generadores que venden PF están obligados a estar disponibles y generar cuando resulten despachados, a menos que la unidad esté indisponible ya sea como consecuencia de una salida forzada de servicio informada al COES, o en mantenimiento programado. La indisponibilidad no programada implica una reducción en el pago, la reducción del índice de indisponibilidad fortuita de la unidad y eventualmente una penalización. La no información lleva a penalizaciones mayores y eventualmente la suspensión del pago por PF.


o Debe existir un mecanismo que verifique que la disponibilidad declarada de los generadores es real, por ejemplo a través de pruebas aleatorias de disponibilidad, y penalizaciones que se apliquen en el caso que estos no informen su indisponibilidad.

o La demanda también puede proveer gestión de demanda como capacidad para cubrir su obligación, pero inicialmente se recomienda sólo en las subastas de último recurso.

o El COES administra el mercado de PF y mercados de ajuste (ver la alternativa planteada en la sección 7.7.2), que operan como licitaciones de capacidad en las que se paga a los oferentes el precio solicitado (pay as bid). Los participantes del mercado que tienen excedentes de PF y desean venderlos pueden presentar ofertas (en cantidad y precio), mientras que aquellos que deben adquirir PF son identificados por el COES y deben participar automáticamente en las subastas.

o Aquellas demandas que tengan déficit de cobertura de PF y no participe podrían ser representados por el COES, que ofertará el volumen del déficit al máximo precio aceptable (price cap del mercado de PF).

Las ofertas de venta se presentan en sobre cerrado a los mecanismos de casación (clearing) consiste en hallar el precio y cantidad donde las curvas de oferta y demanda se cruzan.

Ilustración 11 – Mecanismo Simple de Casación del Mercado de Capacidad

Toda la demanda paga el promedio ponderado del precio de las ofertas casadas por el período de suministro de la PF. Los generadores no son remunerados en caso de no tener disponible la PF, con algunas excepciones asociadas a paradas acordados para mantenimiento.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 20 40 60 80 100 120 140

precio ofertas price cap demanda


Algunos aspectos relevantes de este tipo de mercado son:

El único producto vendido en el mercado es PF. Es indistinto de que tecnología lo ofrece, ya que sólo se valora la disponibilidad, la cual permite a su vez asegurar la confiabilidad del sistema,

En el caso de CH, su cálculo debe asegurar que la PF adjudicada se pueda entregar en caso de una hidrología con probabilidad de excedencia del 95% (aunque normalmente las CH participarán en subastas de suministro con energía asociada o en contratos bilaterales)

Esquemas simples similares a este fueron el desarrollado inicialmente en los mercados de capacidad de USA (PJM, New York ISO, New England). Pero luego se formularon mejoras evolucionando hacia esquemas más sofisticados, alguno de los cuales se describen en la próxima sección.

Algunos de los problemas de los mercados con este diseño simple son:

Sensible al poder de mercado. Puede convenir ofertar por debajo de la demanda requerida al precio máximo.

Períodos de anticipación y provisión cortos que hacen a estos mercados poco útiles para atraer inversiones, aunque eficaces para estimular la disponibilidad de la generación existente

Precios muy bajos en caso de exceso de oferta, creando volatilidad a los ingresos de los generadores, contrario a uno de los objetivos de los mecanismos de pagos a la capacidad que es contribuir a estabilizar los ingresos.

Cierta distorsión en los precios de equilibrio del mercado, pero comunes a todos los mecanismos de pagos a la capacidad.

Cuando existe exceso de reserva, muchos generadores quedan sin ingresos.

Las mejoras que se proponen en la sección 7.7 se orientan a resolver estos problemas.

7.5. ADAPTACIÓN DEL MÉTODO ACTUAL

El análisis de la creación del mercado de capacidad puede ser considerada por algunos participantes del mercado eléctrico de Perú como una pérdida de derechos adquiridos. Por lo tanto aunque no se recomienda ni está en el espíritu de los alcances del servicio, hemos analizado como se podría adaptar el mecanismo vigente de pagos por capacidad al esquema propuesto de cobertura de la demanda con PF.

Los cambios serían:

Se mantiene la metodología de cálculo del precio base de la potencia, pero con una tasa de descuento representativa del


riesgo en Perú para los inversores. Este precio sería el usado en los contratos bilaterales (a menos que se cambie a nuestra recomendación y el precio de energía y potencia surja de las subastas de suministro). Además sería el “price cap” de las subastas de PF

El COES calcula la demanda a ser suministrada tal como se describe en la sección 7.4,

El COES ordena los generadores con PF no comprometida en contratos por orden de mérito.

Se selecciona toda la PF necesaria para cubrir la demanda por orden de mérito.

Toda esa PF recibe el precio requerido por cada generador y toma las mismas obligaciones que en el caso del mercado de PF, incluyendo ofertar (en realidad participar) diariamente en el mercado de corto plazo,

Los pagos se pueden establecer a través de contratos, en las dos modalidades descriptas en la sección 7.7.4.

7.6. ANÁLISIS LEGAL DE LA PROPUESTA

7.6.1. LA CONFIABILIDAD ES UN ATRIBUTO INHERENTE AL SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD

La ideología detrás del mercado de capacidad (PF), es que la demanda debe ser responsable por la Confiabilidad del suministro eléctrico. La presente consultoría propone que la intensidad de la contribución de cada quien, se module en función de la diferencia entre la PF contratada para sí mismo y aquella que permita asegurar todo el consumo más un margen de reserva. Es el equivalente eléctrico del concepto de capacidad contributiva utilizado en materia fiscal. En ese marco, la primera cuestión legal es cerciorarse si bajo la Constitución Política, es posible obligar a la demanda a contribuir con la confiabilidad global del sistema. Al respecto, según el Artículo 58° de la Constitución Política peruana, el Estado puede intervenir para facilitar los Servicios Públicos. Aquí, “Servicio Público” no debe entenderse en su clásica y restringida acepción de “suministro regular de energía para uso colectivo” (mercado regulado), sino en general de todos aquellos servicios o prestaciones que la sociedad espera sean provistos de una forma continua, regular y universal. El suministro eléctrico a la sociedad debería ser organizado de tal modo que ostente el atributo de poder evitar el racionamiento hasta cierto


punto, es decir, debe tener el atributo de ser confiable. Mientras menos confiable sea, más lejos estará el sistema de su objetivo de cumplir con asegurar un suministro continuo, regular y universal. Por lo tanto, con base en el artículo 58° de la Constitución, el Estado puede introducir legalmente, la obligación de toda la demanda (y no solamente la regulada), de contribuir a la confiabilidad del suministro eléctrico. Esta obligación legal de toda la demanda de contribuir con la confiabilidad del suministro, ha sido expresamente introducida por el artículo 1.2 de la Ley de Seguridad Energética. Asimismo, según el artículo 1.1, la Reserva es uno de los principios que definen la Confiabilidad. Con lo anterior, queda habilitada la posibilidad de que por vía de reglamentos se introduzca la regulación que defina las instituciones, obligaciones, procedimientos, etc.; necesarios para que exista Reserva suficiente y adecuada. Por ejemplo, un mercado de capacidad. De acuerdo a lo anterior, en lo sucesivo sería pertinente discutir acerca de la conveniencia técnica o económica de un mercado de PF (o de tal o cual versión del mismo o de sus detalles), pero ya no se podría discutir con éxito, ni su constitucionalidad ni su legalidad.

7.6.2. LA LIBERTAD DE CONTRATAR La participación de la demanda en el mercado de PF, podrá revestir una de las

dos opciones que se muestran en la Ilustración 12 y la

Ilustración 13:

a) Opción 1:

En esta opción se establece un vínculo de naturaleza contractual, entre COES y cada generador adjudicatario. Existe además un vínculo de naturaleza tarifaria, según el cual, COES atribuye a cada sujeto obligado (“D”), una obligación de pago (cuya cuantía podrá variar de un obligado


a otro en función del requerimiento individual de PF). Este es un cargo tarifario, que por el momento no tiene una denominación específica, y se funda –como ya se ha mencionado en otros lugares y momentos-, en la Ley de Seguridad Energética, que será complementada y precisada por el Reglamento del MPF.

Ilustración 12- Proceso Administrado por COES

Para el cálculo de los pagos y la realización de estos se aplica un criterio similar al usado para las transferencias de energía y potencia en el SEIN. El COES informa a OSINERGMIN sobre los resultados de las subastas. OSINERGMIN calcula el incremento en las tarifas de la demanda que resultó en posición compradora en las subastas. Estos incrementos se aplican durante el período de provisión. En el período de provisión el COES calcula los pagos que debe recibir cada generador seleccionado en las subastas (o demandas que vendieron excedentes), y lo informa a los mismos, con un plazo para presentar objeciones. Las relaciones entre cada demanda y el COES son a través de cargos tarifarios establecidos por OSINERGMIN, de cuya recaudación son responsables los distribuidores, que lo deben depositar en una cuenta bancaria informada por COES. Los usuarios libres son informados de los pagos y los depositan en la misma cuenta. En todos los casos OSINERGMIN supervisa todo el proceso.

COES u Otro

G1G2G3....Gn

D1D2D3.....Dm


b) Opción 2:

Ilustración 13 - Múltiples Contratos Bilaterales

Las relaciones entre cada generador y cada demanda, serán siempre contratos bilaterales. COES define cantidades a subastar y ejecuta la subasta. OSINERGMIN la supervisa. Luego las partes vendedoras y compradoras firman los contratos bilaterales. Durante el período de provisión COES calcula los pagos que debe recibir cada generador en cada contrato y los informa a los compradores.

c) Comparación de las Formas Alternativas

Tanto en la “opción 1” como en la “opción 2”, COES está de administrador. Eso es una constante. La variación estriba, en que en la primera opción COES actúa como contratante frente a los acreedores. Es

COES u Otro

G1G2.....Gn

D1D2D3.....Dm


decir, COES es el acreedor legal de la obligación de su contraparte (generador) de invertir y demostrar que existe o que ha creado (según corresponda) la PF prometida.

Más allá del tema legal, es probable que COES y numerosos agentes sostendrán una férrea oposición a que sea COES quien asuma ese rol de acreedor contractual. Y se puede argumentar que falta una ley que atribuya a COES esta responsabilidad. Los argumentos más fuertes pueden ser: que COES nunca ha actuado mediante contratos, que no tiene las capacidades materiales para enfrentar eso y que no tiene el patrimonio suficiente para responder los perjuicios que pueda causar a los generadores (por ejemplo puede suceder que COES resuelve un contrato equivocadamente, y por eso el generador ve afectado sus ingresos. ¿quién le resarcirá?). Dado que no está dentro de las obligaciones explícitas de COES administrar este mercado de PF, a menos que COES acepte voluntariamente tomar esta responsabilidad, se requeriría un cambio a la Ley 28832 para asignarle esta responsabilidad. En los artículos 13 y 14 de la Ley 28832 sólo se describe, entre otras, la función de valorizar las transferencias de potencia y energía (“contabilizar”) y no habría estrictamente un sustento para “contabilizar” las cuentas de los contratos del mercado de PF. El mercado de PF es nuevo, por lo tanto no podría existir una función del COES para su “administración” en la 28832 También del análisis de la Opción 2 hemos identificado una serie de inconvenientes:

Contratos por cantidades de PF muy reducida (por ejemplo un generador que provee 1MW podrá tener contratos con 20 demandas, lo cual lleva a contratos por un promedio de 50 kW, que –a por ejemplo un precio de la PF de 70 USD/kW- año podrían implicar un pago anual de 3500 USD). EL costo de administrar ese contrato y las garantías podrían ser del mismo orden del pago asociado.

Necesidad de proveer múltiples garantías individuales (en el ejemplo anterior un generador debería otorgar 20 garantías) por un plazo de cuatro años, con un costo transaccional que encarecería el suministro.

Posibilidad de conflictos ante diferentes interpretaciones de hechos que pueden surgir durante la vida de un contrato (ejemplo Fuerza Mayor) por cada Parte del contrato.

Además, dado que la libertad contractual (decidir cuándo o con quién contratar) es un derecho constitucionalmente reconocido, un sistema


que obligue a contratar (segunda forma), podría ser cuestionado alegando una aparente colisión con la Constitución Política. Al respecto, señalamos que ya en anteriores oportunidades, la legislación peruana ha exigido a los particulares a contratar forzosamente determinados servicios. Dos casos son destacables y han sido examinados por el Tribunal Constitucional: uno de ellos es la ley que obligó a todos los propietarios de vehículos a contratar un seguro contra accidentes de tránsito (SOAT), y otro es la ley que obligó a los profesionales independientes a afiliarse y cotizar a una administradora de fondos de pensiones (AFP). En el caso del SOAT, el Tribunal Constitucional estableció que para considerar legítima la obligación de contratar un servicio, debe cumplirse lo siguiente17: La imposición de la obligación de contratar por parte del Estado, debe

permitir brindar protección a otros derechos fundamentales. Es decir, si se limita la libertad contractual, tal cosa ha de hacerse para beneficiar los derechos o libertades constitucionales de otras personas.

No se imponga que la contratación sea realizada con una entidad o empresa específica, sino con cualquiera de los agentes del mercado. El número de agentes debe ser suficientemente amplio como para dar margen al obligado a seleccionar su contratante.

No se permita a quienes presten los servicios contratados por la fuerza, que actúen alejándose de los objetivos perseguidos. Esto se cumpliría con un reglamento que discipline adecuadamente el acceso, los productos, precios y condiciones del mercado de capacidad.

En el caso del aporte a las AFP, la legitimidad que el Estado estableciera la afiliación forzosa de los trabajadores a los sistemas de pensiones también fue analizada por el Tribunal Constitucional. Su decisión final señala que el derecho a la libertad de contratación, en la modalidad de libre acceso a las pensiones, se encuentra salvaguardado en la medida que las limitaciones que impone el Estado están dirigidas a lograr mejoras sustanciales en las pensiones, cumpliendo con los deberes del Estado de garantizar los derechos previsionales18. En buena cuenta, el

17 El desarrollo de estos criterios se implementó al analizar la legitimidad de obligar a las personas a contratar el Seguro Obligatorio de Accidentes de Tránsito, análisis incluido en STC 2736-2004-PA/TC.

18 STC 001-2013-PI. Fundamentos 32, 45 – 58.


Tribunal Constitucional vuelve a señalar que la legitimidad de la contratación forzosa tiene como presupuesto que esta sea dirigida a mejorar las condiciones de otros derechos fundamentales y/o servicios que se encuentran garantizados por el Estado.

En línea con lo señalado, en nuestra opinión sí sería factible introducir un mercado de PF o de capacidad que revista la forma de contratos directos entre generadores y clientes, dado que tal medida permitiría asegurar la confiabilidad del suministro eléctrico, y esto a su vez facilitaría la vigencia real y concreta de numerosos otros derechos de particulares, así como el deber del Estado de intervenir para mantener y mejorar servicios públicos.

En efecto: si bien ni “electricidad” ni menos “confiabilidad” son vocablos que aparezcan en la Constitución Política, la provisión de electricidad confiable asegura muchos otros derechos.

La energía transferida por el fluido eléctrico -electricidad-, tiene una gama de usos muchísimo más amplio que permitir calor y movimiento, incluyendo la iluminación, la medicina, el sonido, la televisión, las computadoras, las comunicaciones, el control, y un largo etcétera tan amplio como la civilización. En ese sentido, la electricidad es la forma superior de manifestación de la energía, al punto que la vida cotidiana es inconcebible sin ella, y mucho de lo que hoy valoramos como sociedad tiene en mayor o menor medida, relación con la electricidad.

En resumen, si la Constitución Política no recoge escrito como derecho fundamental el acceso a electricidad económica y confiable, es porque dicho acceso está re expresado en otros tantos derechos sí señalados con nombre propio, como la protección de la vida, la promoción de la salud, el derecho al trabajo y, por cierto, todas las libertades económicas juntas.

d) Conclusión

La opción 1 ofrece importantes ventajas respecto a la opción 2, no obstante puede ser fácilmente objetada si no se modifica la Ley 28832 para signar explícitamente a COES la responsabilidad de administrar el mercado de PF.

7.7. ALTERNATIVAS DE DISEÑO DEL MERCADO DE PF

7.7.1. REDUCCIÓN DEL PODER DE MERCADO

Una forma que han adoptado algunos pools de USA para reducir el poder de mercado es introducir incertidumbre a los oferentes. La forma elegida por PJM y NY ISO fue a través de una curva flexible de demanda. En vez de un valor fijo de demanda, se usa una curva como la


que se muestra en la Ilustración 14. Los valores de x e y se introducen en forma no pública para que los oferentes no conozcan exactamente la demanda que va a ser contratada. Igualmente estos valores deben moverse en rangos razonables y no muy amplios.

Ilustración 14 – Curva de Demanda Flexible

El price cap seguiría siendo fijado por la anualidad de una unidad de punta, que se puede calcular con una metodología similar a la actual.

El principal inconveniente de esta variante es que puede llegarse a adjudicar una PF menor que la necesaria en caso que la curva de oferta corte a la de demanda flexible por encima del punto correspondiente a la demanda establecida de PF.

7.7.2. SUBASTAS CON GRAN ANTICIPACIÓN A LA PROVISIÓN

A fin de permitir participar a unidades de generación a instalarse, se propone realizar las subastas con una anticipación que permita a inversores desarrollar un nuevo proyecto. Por lo tanto se propone un esquema similar al usado en PJM adaptado a la situación en Perú, tal como se muestra en la Ilustración 15.

Una primera subasta se realiza con 3 años de anticipación. En esa subasta la demanda compra la parte de su obligación de cobertura con PF no cubierta por contratos bilaterales o auto generación.


Luego hay subastas de ajuste en las cuales los participantes pueden:

Ajustas las proyecciones de demanda, Compensar por atrasos en la puesta en funcionamiento de nuevas

centrales, Nuevos contratos de compra o venta de PF, Etc.

Finalmente, en caso que no se alcance la cobertura de toda la demanda con PF, se propone una subasta de último recurso en la cual puede participar la demanda interrumpible, previamente habilitada por el COES, autogeneradores y generadores no miembros del SEIN.

Ilustración 15 – Secuencia de Subastas

Este esquema da a los inversores en nueva generación un plazo suficiente para instalar nueva generación. Estos plazos pueden parecer reducidos para generación hidroeléctrica, pero para esta tecnología resulta mucho más conveniente participar de las licitaciones de nueva capacidad bajo las diferentes modalidades vigentes (Ley 28832, Decreto de Urgencia N° 032-2010 Resolución Ministerial Nº 564-2010-MEM/DM y los Decretos Supremos N° 003-2011-EM y 008-2011-EM) donde pueden obtener contratos por toda o una parte relevante su capacidad y con plazos mayores.

Para centrales nuevas el período de provisión podrá ser mayor al año, habiéndose propuesto 5 a 10 años. En ese tiempo el adjudicatario podría entrar en contratos de suministro con la demanda.


7.7.3. TIPOS DE LICITACIÓN

El mecanismo de licitación (o subasta) propuesto para el mercado de PF requiere de la definición del tipo de subasta a utilizarse.

Una subasta se define como una institución de mercado que cuenta con un conjunto explícito de reglas que determinan la asignación de recursos y donde los precios se basan en las ofertas presentadas por los participantes.

La literatura y experiencia reciente considera principalmente cuatro tipos de subastas19:

1. Subasta ascendente o inglesa: Este tipo de subasta es la más utilizada, la característica que la define es el hecho de que el precio se va incrementando sucesivamente hasta que queda en un único comprador, que es el que se adjudica el bien al precio final

2. Subasta holandesa o subasta descendente: Este tipo de subasta será el mecanismo inverso al anterior, en este caso el subastador comienza con un precio muy alto que va disminuyendo sucesivamente hasta que algún comprador lo acepte.

3. Subasta con sobre cerrado al primer precio: Los potenciales compradores presentan las ofertas con sobre cerrado. El bien, se adjudica al mejor postor y el precio coincide con la mejor oferta. En este tipo de subasta destacan dos características que contrastan con lo que ocurrirá con la subasta inglesa: en el momento de presentar las ofertas lo potenciales compradores no conocen cual es las oferta de los demás y cada comprador sólo puede presentar una única oferta.

4. Subasta con sobre cerrado al segundo precio: Esta subasta será igual a la anterior pero con la diferencia que el precio a pagar no será la del ganador, sino que sería la segunda oferta más alta presentada.

Si bien se puede dedicar un análisis profundo a cuál es el tipo más conveniente de subasta, desde el punto de vista teórico se ha desarrollado el Teorema de Equivalencia, que establece que bajo ciertas condiciones bastante generales (la oferta con el mayor/menor valor siempre gana, la oferta con el más bajo valor espera cero superávit, todos los ofertantes son neutrales y todos los concursantes se han extraído de un punto de vista estrictamente creciente) cualquier mecanismo de subasta se traduce en los mismos resultados (es decir,

19 En general se describen para la venta de bienes, pero son igualmente aplicable a la compra.


asigna los elementos a los mismos oferentes) también tiene el mismo ingreso esperado.

En el caso del Mercado Eléctrico el papel de comprador y del vendedor se intercambia. El subastador ahora compra las unidades de electricidad necesarias para cubrir la demanda y los jugadores venden sus unidades de electricidad producidas. Pero las conclusiones del teorema de Equivalencia son igualmente aplicables y se cumplen en el caso de un Mercado de Potencia Firme como el propuesto.

Por el lado de la evidencia empírica, no hay ninguna evidencia que el Mercado de Capacidad de New England, que opera con una subasta descendente haya obtenido resultados mejores que el resto que opera con la modalidad de sobre cerrado. Y desde el punto de vista transaccional un mercado con ofertas múltiples como son los que funcionan con ofertas ascendentes o descendentes tiene mayor complejidad y costo sin que se pueda pronosticar alguna ventaja.

La principal conclusión sería que no hay razón para ir a un sistema complejo de subastas, cuando el mecanismo simple y en uso, sobre cerrado, produciría los mismos resultados.

Por lo tanto nuestra recomendación es un mecanismo de sobre cerrado al primer precio.

7.7.4. SUBASTAS DE ÚLTIMO RECURSO

Se propone que en caso que si luego de la última subasta de ajuste a los 6 meses previos al período de provisión de la PF queda demanda sin cubrir debido a falta de oferta de PF se convoque a una Subasta de Último Recurso. En esta subasta además de los generadores del SEIN podrán participar otros recursos:

Demanda interrumpible que tengan firmado un acuerdo de reducción voluntaria de demanda con el COES

Autogeneradores con excedentes respecto a su producción para los propietarios de la misma,

Generadores no miembros del SEIN Plantas móviles

Las obligaciones de los generadores o demanda interrumpible adjudicada serán las mismas que de los generadores del SIEN. En estas subastas se podrá incrementar el precio máximo de adjudicación en un cierto porcentaje (20-40%).


Esta subasta se realizaría con una anticipación de dos meses al período de provisión. En caso de que tampoco se cubra toda la demanda se repetirá cada dos meses, aún dentro del período de provisión.

7.7.5. PROCEDIMIENTOS GENERALES

Se deben establecer los procedimientos para regular la participación de los agentes involucrados a lo largo de cada proceso licitatorio, desde el momento en que se manifieste su necesidad de inicio hasta la suscripción de los contratos correspondientes, de tal manera de asegurar un proceso transparente y competitivo con reglas completas, claras, creíbles y sin ambigüedades.

Para cumplir con estos objetivos de los TdR se propone:

El COES establece un registro de los contratos de compra de PF existentes y futuros informados por los agentes,

Los agentes con obligación de cobertura con PF informan su demanda proyectada para los siguientes 5 años,

Previamente a una licitación de PF el COES calcula la cobertura de cada demanda con los contratos informados. Para ello verifica las proyecciones de demanda de cada agente, el margen de reserva requerido y el eventual caso de generadores con mayor PF vendida que la disponible,

La demanda en el mercado (licitaciones) de PF será la diferencia entre la demanda total proyectada más el margen de reserva y la demanda cubierta por contratos,

En caso que se haya seleccionado esta alternativa, el COES en consulta con OSINERGMIN construye la curva flexible de demanda de PF. No se recomienda el uso sistemático de una curva de demanda flexible, pero si dejar abierta la posibilidad para el caso que se prevea una importante concentración de la oferta en pocos generadores,

El COES anuncia la próxima licitación con dos meses de anticipación,

Los generadores interesados en participar informan al COES de la PF que prevén ofertar,

El COES calcula en base a esta última información los índices que miden la posibilidades de ejercicio de poder de mercado20,

El COES convoca en forma anual a las licitaciones de PF. La demanda a contratar (o la curva flexible) no se revela a los oferentes,

20 El índice triple pivotal parece el más adecuado, ya que su uso ha sido positivo en PJM. Sino el clásico HHI sería la alternativa.


Una vez realizada la subasta, se verifican los valores ofertados por los generadores (menor o igual a la PF disponible descontadas otras obligaciones), se evalúan las propuestas y se asigna la PF a los generadores seleccionados. El criterio de asignación es el orden de mérito de las ofertas de precios. Los generadores seleccionados (casados) reciben el precio ofertado,

Para el contrato se consideran dos alternativas: o Se establecen múltiples contratos entre cada demanda y

generación (gran usuario) adjudicada tal como se describe en la sección 7.6.2. Aunque esta alternativa tiene la ventaja de no requerir cambios regulatorios, tiene las desventajas que se mencionan en esa misma sección, incluyendo las dudas legales sobre su factibilidad legal.

o Se da atribuciones legales al COES para ser la contraparte de los generadores y la demanda en los contratos. Se requiere modificar la Ley 28832, agregando esta como función de COES. En ese caso las demandas firman un contrato en el

que se obligan a pagar una parte de los costos asociados al pago a los generadores seleccionados. O bien, se establece regulatoriamente, que los generadores que son proveedores en virtud de contratos de suministro, son responsables de recolectar el pago respectivo.

Por el lado de los generadores, éstos firman un contrato con el COES en el que se establecen los montos a percibir y las contraprestaciones asociadas,

El COES tiene a su cargo el seguimiento del cumplimiento por parte de los generadores:

o Actualizando periódicamente su PF, o Verificando el avance de la construcción de nuevas

unidades, Garantías: dependen de la modalidad de contratación:

o Si el COES es la contraparte de los contratos, debe requerir tanto a la demanda como a la generación garantías similares a las que se usan en el mercado spot para asegurar los pagos de la demanda, y el cumplimiento de las obligaciones de los generadores,

o En caso de contratos bilaterales, las garantías serían individuales, pero siguiendo las prácticas del mercado spot y los contratos bilaterales.

Un procedimiento similar se seguirá para las eventuales licitaciones de ajuste.

El COES elaborará informes periódicos de cumplimiento de las obligaciones de las partes, que serán destinados a MINEM y OSINERGMIN.


7.7.6. MODELOS DE CONTRATO

Los suministros de PF resultantes de las licitaciones serán formalizadas a través de contratos entre las partes que se acuerden, según la alternativa que se seleccione entre las dos planteadas en la sección 7.7.4.

Estos contratos se deberán sustentar en la regulación que establezca el mercado de PF en lo relativo a obligaciones de las partes, penalizaciones, plazos, mediciones y comprobaciones de disponibilidad, fuerza mayor y ajustes a las cantidades contratadas.

La mayor parte de las cláusulas contractuales surgirán de esta regulación, adicionalmente debe cubrir los siguientes temas:

Resolución de disputas, Compensaciones por mora en el pago, Otras compensaciones

7.7.7. SUPERVISIÓN POR OSINERGMIN

Las funciones de supervisión a cargo de OSINERGMIN serán las siguientes:

Verificación de los cálculos de requerimientos de PF realizados por el COES,

En base a los indicadores de concentración de la oferta que realice el COES, establecer los eventuales Price Cap por oferente y los valores de “x” e “y” en la curva demanda flexible en caso que esta se aplique.

Presencia en el acto licitatorio y formulación de observaciones e impugnación en caso que se dieran las circunstancias que la justificaran,

Participación como observador en el proceso de evaluación de las ofertas, formulación de observaciones e impugnación en caso que se dieran las circunstancias que la justificaran,

Recepción y análisis de los informes de cumplimiento que elabore el COES.

7.7.8. SOLUCIÓN A LOS PROBLEMAS DE LOS MERCADOS DE PF

Los mecanismos propuestos en las secciones 7.7.1 y 7.7.2 mitigan los dos primeros problemas identificados en la sección 7.4, pero no aquellos asociados a precios bajos en el mercado de PF, o a que algunas unidades pueden quedar sin pagos.

Ambos problemas son intrínsecos a un mecanismo de mercado. En el largo plazo la potencia instalada debería ajustarse a los requerimientos


totales de PF, pero en el mediano plazo puede causar problemas de ingresos a la generación existente.

7.7.9. CUMPLIMIENTO DE LOS REQUERIMIENTOS DE CONFIABILIDAD

Tanto la regulación vigente como nuestra propuesta establece claramente que toda la demanda más un margen de reserva debe ser cubierta con potencia firme. Esto significa que la demanda puede ser atendida aun cuando parte de la generación térmica está indisponible, en forma simultánea con un año hidrológicamente seco.

Esta disposición asegura el cubrimiento de la demanda con un razonable nivel de calidad, el cual está directamente ligado a los criterios usados para calcular la potencia firme de los generadores.

Un aspecto esencial de esta regulación es que no se espera que cada día cada generador tenga disponible su potencia firme, sino que el objetivo es que la potencia total disponible cada día sea igual o mayor a la demanda. Si el cálculo de la potencia firme es adecuado, la probabilidad que un día la potencia disponible sea menor que la demanda será menor o igual a la probabilidad usada para el cálculo de la potencia firme (por ejemplo 5% para las centrales hidroeléctricas).

Se podría considerar que la obligación de un generador de proveer PF debería llevarse al límite que si un día no está disponible debería buscar en el mercado o en forma bilateral una PF equivalente a la no disponible para cumplir su obligación. Sin embargo este criterio llevaría a prácticamente duplicar la reserva necesaria para alcanzar los objetivos de confiabilidad. En cambio se propone el criterio que se desarrolla en esta sección, y que es consistente con los diseños de nuevos mercados de capacidad como PJM.

Cuando se aplica un criterio de potencia firme, no se controla la disponibilidad diaria de los generadores, pero en cambio se actualiza periódicamente la potencia firme en base a la disponibilidad medida. Por otro lado, como la potencia firme es un atributo de una unidad, no se puede compensar la indisponibilidad con potencia adquirida a otros generadores a los efectos de que no se reduzca la potencia firme. Es cierto que un generador con un portafolio de unidades podría asegurar una potencia firme con (casi) 100% de confiabilidad programando su propia reserva, esto llevaría igualmente a duplicar la reserva.

Por otro lado esta posibilidad quedaría limitada a grandes generadores con numerosas unidades, quienes tendrían una desventaja sustancial respeto a los primeros.


Regulaciones similares han sido adoptadas en Guatemala, Perú, Colombia, Chile, USA (PJM y New England-ISO). Aunque la regulación de detalle y la forma de cálculo de la potencia firme son diferentes, el objetivo en todos los casos es el mismo, la potencia firme disponible debe ser superior o igual a la demanda.

Un criterio diferente es el adoptado en algunos Pools de USA (New York, previamente en PJM y New England-ISO), bajo el cual un generador compromete cierta disponibilidad (en un mercado mensual o anual de capacidad) que debe ser mantenida todos los días. En caso de no poder cumplirla, debe procurarla en un mercado diarios de capacidad. En este caso se compromete disponibilidad, y está en cada generador definir cuál es el valor que considera prudente ofrecer.

Es importante evitar una superposición de ambos criterios, potencia firme y disponibilidad, razón por la cual en nuestra propuesta recomendamos que la regulación considere el primer criterio, es decir asegurar el cubrimiento de la demanda con potencia firme, la cual se calcula – para los generadores térmicos- en base a su disponibilidad media anual. Pero ya no sería posible compensar indisponibilidad real –a nivel diario- con compras a otros generadores.

Es más, la posibilidad de compensar a nivel diario la indisponibilidad con compras a otros generadores podría permitir que algunos generadores disimulen su indisponibilidad real, con compras –difíciles de verificar- a otros generadores. EL criterio recomendado es que se ajuste anualmente la potencia firme de los generadores con su indisponibilidad real (por ejemplo el promedio de los últimos cinco años).

7.7.10. MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD

Los generadores que venden PF pueden tener necesidad de cubrir su propia PF en caso que diversas razones la misma no pueda ser provista. Un mecanismo complementario sería un mercado secundario en el cual se transarían libremente obligaciones de PF.

No debería regularse este mercado, que debería surgir como iniciativa de los agentes, pero sería necesario establecerse un mecanismo por el cual COES recibe la información de transferencias de PF, lo cual le permitiría verificar el cumplimiento de las obligaciones de los agentes.

La demanda podría participar de este mercado a través de contratos bilaterales de PF. SI bien los precios serían libremente pactados, los distribuidores sólo podrían trasladad a los usuarios un precio regulado, que surgiría de las subastas del mercado de PF.


7.8. CONTRAPRESTACIÓN DE LOS GENERADORES

7.8.1. ENFOQUE GENERAL

Uno de los aspectos de los pagos por capacidad (pagos regulados o mercados) que han sido frecuentemente criticados es la falta de una contraprestación efectiva por parte de los generadores. En alguna medida esa crítica es injustificada desde un punto de vista teórico, puesto que como demuestra el análisis económico, en un mercado en equilibrio los pagos por capacidad no incrementan los ingresos de los generadores, sino que disminuyen la volatilidad de los mismos. Existe por otro lado una contraprestación concreta que es el requerimiento que una unidad debe estar disponible para recibir los pagos adjudicados. Pero en términos generales es cierto que no existe una contraprestación directa y verificable por la demanda que efectúa los pagos que luego reciben los generadores.

No obstante, dado que los mecanismos de capacidad pueden ser vistos como un pago regular que reemplaza a los price spikes para asegurar el recupero de los costos fijos de los generadores, sería razonable que existiera una contraprestación que contribuya es este sentido.

En los mercados eléctricos donde los generadores presentan ofertas de precios, una alternativa efectiva es que como contrapartida de los pagos por capacidad, los generadores beneficiados con los mismos aceptaran la obligación de ofertar su capacidad con un “bid cap”.

La obligación de ofertar es consistente con su disponibilidad, mientras que el price cap asegura que no se realice el denominado “financial withholding”, esto es ofertar muy alto para no ser despachado, y en consecuencia forzar el despacho de unidades más caras.

No obstante, en el caso de Perú donde los generadores ofertan sus costos variables regulados, esta alternativa no es aplicable. No obstante hay dos alternativas pueden usarse.

7.8.2. OPCIONES DE CAPACIDAD

Una alternativa que cumple con objetivos similares a los pagos por capacidad pero que evita algunos de los inconvenientes de estos son las denominadas “opciones de capacidad”.

Se instrumenta a través de obligaciones de la demanda de compra de opciones de capacidad, y se implementa de la siguiente forma:

Los generadores venden opciones de capacidad, que da el derecho al tenedor de comprar electricidad a un precio preestablecido (strike price), que se ejerce cuando el precio del


mercado supra al strike price (que a su vez refleja escasez de capacidad)

La demanda a su vez tiene la obligación de estar cubierta con estas opciones

La compra y venta de estas opciones se puede realizar a través de subastas, en un mercado secundario organizado o en forma bilateral.

La gran ventaja de las opciones de capacidad es que la demanda no ve que está comprando un producto sólo porque la regulación lo obliga. Estas opciones proveen cobertura real, ya sea física o financiera en caso que la contraparte no pueda generar la energía comprometida. Por lo tanto no distorsionan el mercado, al crear una componente de precio adicional al de la energía.

Del lado de los generadores, les permite asegurar un flujo de ingresos, y les crea un fuerte incentivo a la disponibilidad, para no deber comprar la energía comprometida en el mercado spot en el momento que el precio está muy alto.

Actualmente esta metodología está operativa en Colombia y el New England ISO. En el New England ISO los pagos por capacidad son asimilables a opciones, ya que establecen la obligación del generador a proveer energía (o pagar) cuando el precio del mercado excede cierto umbral (que refleja escasez de la generación). Otros mercados en Europa están previendo implementar estas opciones, por ejemplo Italia.

7.8.3. PRIORIDAD EN EL RACIONAMIENTO

Se propone que la demanda cubierta con PF tenga prioridad de abastecimiento en caso de racionamiento.

Esto iría parcialmente en contra de la práctica común en Perú de cortar primero los grandes usuarios. No obstante, esto tiene dos soluciones:

Asignar cortes a los distribuidores, pero estos deben concentrarlos en los usuarios menos vulnerables a la interrupción del suministro. Esto requiere de inversiones en adaptación de las redes y dispositivos de corte.

Compensar económicamente a los usuarios cubiertos y cortados. Si los generadores con pagos de capacidad tienen la obligación de ofertar en el mercado spot y luego no pueden generar, deben comprar la energía no producida a un valor que será el costo de falla. Esos montos de destinarían a los usuarios que fueron cortados.


7.9. RELACIÓN CON LAS EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

Todavía existen pocos mercados de capacidad o potencia firme en el mundo. La mayoría de mercados de electricidad del mundo son de tipo “sólo energía”. Los antecedentes de mercados de capacidad con algún tiempo de funcionamiento son:

Tres pools de USA: PJM, New York ISO, New England ISO, Panamá Rusia Colombia

Las propuestas para Perú tienen como referencias internacionales más simulares:

PJM para el mercado anticipado 3 años New York ISO para el mercado anticipado 1 año.

En ambos existe la obligación de la demanda de cubrirse con contratos bilaterales, autogeneración o compras en el mercado de capacidad. Pero esta obligación se refiere a la potencia, la energía puede comprarse libremente según convenga a cada agente.

Si bien ambos mercados pueden considerarse exitosos, es conveniente mencionar que existe una diferencia importante con el caso de Perú. En los mercados de USA no existen obligaciones de contratación para la demanda, y siendo estos voluntarios suelen ser de plazos mucho más cortos que en Perú. Como existen mercados organizados ya sea OTC y de productos estandarizados, buena parte de los contratos salen de estos mercados, donde los productos tienen duraciones cortas (semanas a pocos años). Además la demanda compra una parte importante de su consumo de electricidad en el mercado spot.

Por lo tanto la obligación de la demanda de estar cubierta con contratos, generación propia y/o compras en el mercado de capacidad en conjunto con la inexistencia de obligaciones de contratación da mucho mayor demanda y en consecuencia liquidez al mercado de capacidad. Además, dada la corta duración de los contratos bilaterales, el mercado de capacidad de PJM da a las centrales nuevas la posibilidad de recibir pagos por varios años, como reemplazo a la posibilidad de poco probables contratos bilaterales de largo plazo.

Al comparar con Perú, en este país la principal fuente de cobertura de los inversores son los contratos de largo plazo, estimulados a su vez con la obligación de cobertura de la demanda con contratos de potencia firme y energía asociada.


Por lo tanto no vemos imprescindible que el mercado de PF propuesto opere con gran antelación y otorgue pagos por largos períodos, pues esto puede incluso obstaculizar a que demanda o generadores que en un momento no están cubiertos con PF y deban comprarla en el mercado de PF puedan luego entrar en contratos bilaterales.

En esto momento hay varios mercados de capacidad en proceso de desarrollo e implementación, pero que todavía no permiten enseñanzas sobre su funcionamiento. En algunos casos estos mercados tienen otro objetivo, que es asegurar una remuneración mínima a los generadores convencionales que han perdido despacho por la entrada masiva de generación renovable intermitente. En otros coincide con los objetivos de Perú de asegurar el suministro con un nivel de confiabilidad adecuado.

Por ejemplo el nuevo mercado Británico de capacidad muestra similitudes con el de PJM y el que proponemos para Perú.

En el diseño británico el nivel de capacidad requerido lo establece la DECC considerando un estándar de confiabilidad (nivel de LOLE). El operador del sistema de transmisión se encargará de realizar las subastas convocadas con 4 años antes del periodo donde se requeriría la capacidad, estimando los requerimientos futuros de capacidad. El diseño busca incentivar la inversión en nueva capacidad reduciendo la incertidumbre que enfrentan. Por ello, las nuevas centrales de generación podrán suscribir acuerdos por 15 años donde permanezcan fijos los pagos que recibirían, mientras que los acuerdos para las centrales que requieren repotenciación y las centrales existentes tendrán una duración de 3 años y 1 año respectivamente.

7.10. ERRORES EN EL PRONÓSTICO DE LA DEMANDA

Dada la imposibilidad de pronosticar la demanda con precisión, se propone un criterio flexible para considerar diferencias entre la demanda proyectada y la real.

En el caso de los distribuidores un criterio muy estricto en relación a subestimación de la demanda puede llevar a que para cubrirse la sobreestimen, lo cual implica un costo adicional para la demanda. Por lo tanto en el caso de los distribuidores se propone un criterio que incentive la proyección lo más precisa posible, estableciéndoles un margen de error aceptable.

Para los usuarios libres en cambio se propone penalizar la subestimación, cuando supere un margen de error aceptable, y que cada agente resuelva el compromiso entre un proyección conservadora y el riesgo de pago de una penalidad.


En base a estas consideraciones, se propone que en caso que una demanda se exceda en relación a los valores informados al COES, se aplique el siguiente procedimiento

Para los Usuarios Libres el COES calculará la demanda máxima promedio de cada uno en los días hábiles, en base a las mediciones de consumo. Si este promedio excede en un margen de error de 3% al valor informado, el Usuario Libre deberá pagar una penalidad igual a la diferencia entre el promedio calculado por COES y el valor declarado de demanda multiplicada por una vez y media el Precio de adjudicación de la primera subasta para ese Período de Provisión

Para los distribuidores el COES calculará la demanda máxima promedio de cada uno en los días hábiles en base a las lecturas de sus medidores. Si este promedio excede en un margen de error de 3% al valor informado, el distribuidor deberá pagar una penalidad igual a la diferencia entre el promedio calculado por COES y el valor declarado de demanda multiplicada por una vez y media el Precio de adjudicación de la primera subasta para ese Período de Provisión. Esta penalidad no será transferibles a la tarifa a los usuarios finales.

Si el promedio calculado por COES es menor a la demanda informada menos un margen de error de 3%, el Distribuidor sólo podrá transferir a tarifas el costo asociado al promedio calculado por COES mas un 3%.

7.11. RESUMEN

En la siguiente ilustración se muestran las diferentes alternativas descriptas en el capítulo 6 sobre cálculo de la PF y definición del margen de reserva, en el capítulo 7 sobre el mercado de PF, y en el Anexo 1, como alternativa a la metodología de cálculo del margen de reserva.

En color bordó se muestran la alternativa recomendada en cada caso. Ilustración 16 – Alternativas en los Capítulos 6 y 7


Como se mencionó previamente, en el caso de la compra en el mercado de PF, aunque se recomienda que el COES sea la contraparte de todos los compromisos, vemos dificultades legales para imponer al COES esta función, a menos que se modifique la Ley 28832 La alternativa de múltiples contratos bilaterales tiene todos los problemas mencionados en la sección 7.6.2, pero no requeriría en nuestra interpretación cambios a la legislación vigente.

7.12. PROYECTO DE REGLAMENTO DE MERCADO DE POTENCIA FIRME

Se ha preparado un borrador del reglamento del Mercado de Potencia Firme, el cual recoge las decisiones y comentarios de OSINERGMIN en las reuniones y conferencias telefónicas así como los comentarios de los agentes en los talleres llevados a cabo en el mes de febrero del presente año. El mismo se desarrolla en el Anexo 4 de este informe.

En el mismo se propone que las subastas se desarrollen con tres años de anticipación tal como se describe en la sección 7.7.2. El mecanismo


de casación es el de sobre cerrado con única vuelta, y sin curva flexible de oferta.


8. LA TRANSICIÓN

8.1. ENFOQUE

En general, la viabilidad de una propuesta descansa no solamente en la bondad intrínseca (contenido), sino también en su sostenibilidad. Esto último tiene un doble cariz: el primero es el impacto económico sobre los grupos involucrados, y el segundo la compatibilidad de la propuesta con el ordenamiento jurídico.

En el caso concreto de la presente consultoría, la evaluación de sostenibilidad sería relevante solamente respecto del planteamiento del mercado de capacidad (que incluye la redefinición del concepto de potencia de firme).

8.2. SOSTENIBILIDAD DE LA INTRODUCCIÓN DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME, DESDE LA PERSPECTIVA DE LOS GENERADORES

8.2.1. IDENTIFICACIÓN DEL IMPACTO ECONÓMICO

Los ingresos operativos de los productores provienen de dos fuentes: el mercado de transferencias y el mercado de contratos. Así, en términos de ingresos operativos, los generadores locales obtienen dos márgenes: uno primero, denominado margen de productor, que resulta de sumar los pagos por potencia (PP) y la valorización de las inyecciones de energía en el spot, y restar los costos de producción. Y uno segundo, denominado margen de comercialización, que resulta de la diferencia entre las ventas a clientes y los retiros de energía en el spot.

Dicho lo anterior, se aprecia que la introducción del mercado de potencia podría tener:

Un impacto inmediato sobre el margen de productor. En efecto, la determinación del importe de PP no resultará más de una construcción administrativa (como es hoy), sino de licitaciones (como es la propuesta), y este cambio podría resultar en un incremento del importe, pero también una disminución.

Un impacto sobre el margen de comercializador, apreciable en el largo plazo, dado la complementariedad y la


interdependencia existente entre el mercado de contratos y el spot21.

Exactamente lo mismo ocurrirá respecto a la definición de potencia firme. En efecto, independientemente de si se introduce o no el mercado de potencia firme, la sola redefinición del concepto de potencia firme implicará, per se, una variación del importe por PP (que en algunos casos podría significar un incremento, pero en otros una disminución).

8.2.2. PROPUESTA DE MEDIDA TRANSITORIA

Dado que el efecto inmediato está localizado en el importe por PP en el mercado de transferencia que afecta el margen de productor, una medida de transición tendría que ocuparse únicamente de este impacto. Concretamente, se plantea como medida transitoria la siguiente:

a) Primero se determina la diferencia de ingreso (a favor o en contra), que afectaría a cada generador, según lo siguiente:

21 Se dice que hay complementariedad, porque independientemente del mecanismo elegido para determinar el importe de PP (competencia o regulación), al final del día ese importe no es función de los costos de inversión ni del valor económico de la disponibilidad, y lo tanto los inversionistas deben completar los ingresos totales requeridos con ingresos por transferencia de energía e ingresos por contratos. Si cambia el importe por PP (hacia arriba o hacia abajo), ello influirá en los precios requeridos por la energía. Asimismo, se dice que hay interdependencia, porque la preferencia del productor por uno u otro mercado (es decir, el nivel de contratación), varía según los precios que ofrezca cada uno. Así, la complementariedad e interdependencia entre mercados, provocaría que un cambio en el importe por PP aliente ajustes en el nivel de contratación y en el precio requerido por la energía.


Ilustración 17 – Mecanismo de Mitigación del impacto

Ingreso unitario (S/./MW firme-mes) por potencia asignado según el mecanismo administrativo actual (azules) y el

mercado de potencia propuesto (rojo)

b) Luego se decide cuál es la máxima diferencia (a favor o en contra) que supere un margen de tolerancia aceptable. Esta máxima diferencia asignable puede disminuir progresivamente, hasta desaparecer en un tiempo determinado (por ejemplo 6 años).

c) El financiamiento necesario para cubrir las diferencias en

contra, provendría de las diferencias a favor, y si no alcanzara, podría introducir analizarse la posibilidad de un cargo especial a la demanda nacional, en base a la Ley de Seguridad Energética que sería de carácter transitorio.

8.2.3. COMPATIBILIDAD LEGAL

Los regímenes de pago por potencia existentes hoy en el país, son los siguientes:

Generador común Régimen común

Generador Reserva Fría No recibe ingresos por transferencias de potencia de COES

Generador de Emergencia

Tiene ingreso por potencia asegurado, se le descuenta lo que recibe en

Generador 1 Generador 2Precio único para todo generador

Diferencia en contra del generador 1

Diferencia a favor del generador 2


el COES

Generador tipo Nodo Tiene ingreso por potencia asegurado, se le descuenta lo que recibe en el COES

Como se desprende de la tabla anterior, solamente los generadores de régimen común se verían afectados por un cambio en el importe por PP originado como consecuencia de la introducción del mercado de potencia firme. Para los generadores que tienen contractualmente asegurado un determinado ingreso por potencia, la variación en el importe por potencia resultante de las transferencias en COES, es irrelevante, dado que el faltante es financiado con cargos a la demanda.

A la luz de lo anterior, una primera conclusión es que la introducción del mercado de potencia firme (y la consecuente eliminación del actual mecanismo administrativo para las transferencias de potencia en el spot); no afecta derechos adquiridos contractualmente. Es decir, para aquellos generadores a los cuales el Estado prometió un ingreso por potencia mínimo, una variación del ingreso por transferencias en el spot es irrelevante, puesto que cualquier diferencia –según ha sido pactado-, será pagada por la demanda nacional.

Descartada la posibilidad de que la propuesta del mercado de potencia firme afecte derechos contractuales, el análisis restante supone comprobar que el actual mecanismo administrativo para la valorización de las transferencias en el mercado de corto plazo no esté contemplada en norma con rango de ley, pues de lo contrario la propuesta del mercado de potencia firme tendría que ser aprobada por ley, a fin de evitar cuestionamientos formales.

Al respecto, ninguna ley establece que en el COES las transferencias de potencia deben estar sujetas al modelo de construcción administrativa hoy existente, es decir al precio de potencia regulado. En efecto, el numeral 11.3 artículo 11° de la Ley 28832, establece que “los retiros de potencia están sujetos al pago por capacidad que establezca el Reglamento”; lo cual abre la posibilidad de que a nivel reglamentario se compatibilice este artículo con el mercado de potencia firme.

El artículo 14.g de la misma ley, atribuye a COES la función de determinar y valorizar las transferencias de potencia, sin definir


cuál es el método para valorizar. De manera que la valorización mediante subasta, sería un método admisible.

En resumen hasta aquí, un reglamento puede introducir los cambios propuestos sin tener que modificarse previamente normas con rango de ley, estableciendo el pago de capacidad conforme a los diversos contratos ya suscritos.

8.3. SOSTENIBILIDAD DE LA INTRODUCCIÓN DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME, DESDE LA PERSPECTIVA DE LOS CONSUMIDORES

El impacto económico sobre consumidores quedará amortiguado por el mismo mecanismo de diferencias propuesto arriba en 10.2.2, y principalmente por price cap que limitará las ofertas en las licitaciones asociadas al mercado de potencia.

Respecto a la compatibilidad legal, véase la sección 7.6 de este Informe.


9. ANEXO 1 – MECANISMO PROPUESTO PARA ESTABLECER LOS REQUERIMIENTOS DE POTENCIA FIRME

9.1. INTRODUCCIÓN CONCEPTUAL

La seguridad22 del servicio eléctrico tiene dos atributos importantes: seguridad operativa y suficiencia.

La seguridad operativa está relacionada con la capacidad del sistema eléctrico para responder de forma satisfactoria frente a perturbaciones repentinas. Es decir, cómo, a través de diversos elementos tales como aparatos de protección, procedimientos de operación, corte de demanda, desconexión de generación o requerimiento de servicios complementarios, el sistema es capaz de mantener el suministro de energía eléctrica frente a la ocurrencia de una perturbación, generalmente de naturaleza aleatoria. La noción de seguridad operativa precisamente identifica aspectos de la operación del sistema en el corto plazo, los cuales se caracterizan a través del análisis de contingencias y de la determinación de la estabilidad dinámica. La seguridad operativa se relaciona con el sistema existente en cada momento. Según la disponibilidad de reservas esa seguridad puede ser más fácil o difícil de mantener.

El concepto de suficiencia se refiere a la existencia de una capacidad tal de recursos en el sistema que permita abastecer de electricidad a toda la demanda en todo momento, incluyendo situaciones adversas como salida de servicio de unidades generadoras o baja disponibilidad de recursos renovables. La suficiencia es un concepto que tiene una connotación de más largo plazo que la seguridad, tanto en el segmento de generación como en el de transmisión, considerando las fluctuaciones y la incertidumbre inherentes de la demanda eléctrica, la imposibilidad de almacenar la energía a gran escala y los extensos horizontes de tiempo necesarios para expandir la capacidad del sistema.

En el largo plazo, la suficiencia está relacionada con el nivel de inversiones necesarias para proveer la capacidad de generación suficiente para abastecer al total de la demanda, un portafolio adecuado de tecnologías para manejar las variaciones en la disponibilidad de los distintos combustibles y las redes adecuadas de transmisión y distribución para transportar la electricidad.

22 Algunos autores o regulaciones usan el término confiabilidad en vez de seguridad, dejando esta palabra para lo que en este informe llamamos seguridad operativa.


Existen ciertos criterios y herramientas computacionales que permiten evaluar la suficiencia de la generación, que pueden ser de naturaleza determinística o probabilística.

La mayoría de estas herramientas son de naturaleza determinística, siendo un ejemplo de éstas el análisis de contingencias. Este tipo de análisis verifica si existen suficientes reservas de transmisión y generación inmediatamente disponibles con el objeto de que el sistema continúe operando incluso si uno o dos de sus componentes más críticos fallan. Este criterio es denominado criterio de operación N – 1 si se toma en cuenta la pérdida de un solo componente y N – 2 si se considera la falla de dos, rigiendo en todo momento, incluso si ya existe algún elemento del sistema fuera de servicio. Este es uno de los métodos utilizados en este estudio, para el cual se simularon flujos de carga con y sin los retiros de unidades que han cumplido su vida útil, en situación normal o con un componente importante del sistema de transmisión fuera de servicio.

Sin embargo, este tipo de criterio posee dos debilidades importantes: ni las fallas de múltiples componentes del sistema ni las probabilidades asociadas a las ocurrencias de las contingencias escogidas para el análisis son consideradas. En este sentido una contingencia, incluso si es extremadamente indeseable, es de poca relevancia si su probabilidad de ocurrencia es tan baja que puede ser despreciada. El análisis probabilístico tiende a resolver estas debilidades, pero también a costa de otro tipo de limitaciones.

El propósito de la aplicación de un análisis probabilístico para la evaluación de la seguridad en la etapa de planificación de la expansión de la transmisión no es el de reemplazar a los métodos determinísticos que han sido utilizados por años, sino agregar una dimensión adicional al proceso de evaluación de la operación o la planificación de la expansión. No existe por tanto un conflicto a partir de la aplicación de ambos métodos, sino que más bien son complementarios.

El resultado fundamental de la evaluación cuantitativa de la seguridad de sistemas compuestos generación/transmisión es la obtención de índices que reflejen el nivel de seguridad del sistema.

Existe una amplia gama de índices propuestos para la evaluación de la seguridad en sistemas compuestos generación/transmisión. Entre ellos se pueden mencionar índices enfocados a medir la probabilidad de pérdida de carga, la magnitud de la pérdida de carga, la frecuencia de las interrupciones de suministro y la duración de las mismas. Además, estos índices pueden ser definidos tanto para el sistema global como para cada punto de conexión de carga, dependiendo del tipo de información que se quiera inferir a partir de ellos.


Por otra parte, los índices de seguridad se pueden clasificar considerando aquellos que miden el funcionamiento del sistema a partir de información pasada o aquellos que lo hacen de forma predictiva. Estos últimos buscan proyectar el comportamiento futuro del sistema sobre la base de ciertos supuestos considerados, tales como la demanda proyectada o la disponibilidad de las instalaciones de generación y transmisión.

Tal como se menciona previamente, a fin del desarrollo de este estudio se ha optado por el uso del método de la Probabilidad de Pérdida de Carga o LOLP, que desde el punto de vista del algoritmo es equivalente al LOLE, su única diferencia consiste en la forma de expresar los resultados (probabilidad de no abastecer la demanda o días esperados de falla en un determinado intervalo de tiempo. Este es el método más comúnmente utilizado para medir la confiabilidad de un sistema eléctrico.

La debilidad de este método radica en que analiza solamente la confiabilidad de la generación. Pero su gran ventaja es la posibilidad de realizar una estimación muy precisa de la probabilidad de abastecer la demanda, y en consecuencia de la suficiencia de la generación.

La hipótesis básica del método LOLP es suponer que cada unidad generadora puede estar en dos estados: disponible o indisponible, con probabilidades p y (1-p) respectivamente. El algoritmo calcula la probabilidad PROBpot de que en un determinado momento la suma de las potencias de las unidades disponibles sea igual o mayor a una potencia total Pot, para todos los valores posibles de

Pot. La probabilidad de abastecer una demanda D=Pot es precisamente PRBOpot. La

Ilustración 9 muestra un ejemplo de las curvas de PROBpot en función de Pot, una para la generación térmica, y otra para la generación térmica más eólica.

Para considerar la generación renovable intermitente23, la cual varía aleatoriamente según el régimen de viento, sol u otro recurso primario, se usan curvas similares que expresan la probabilidad que en cierto

23 Incluyendo centrales hidroeléctricas de pasada sin regulación agua arriba.


momento la producción se menor o igual que determinado valor Pprod. Un ejemplo de estas curvas se puede apreciar en la Ilustración 18.

Ilustración 18 – Potencia Eólica vs. Probabilidad Acumulada de Ocurrencia

La curva combinada de disponibilidad total de potencia convencional y producción renovable se obtiene por un procedimiento matemático denominado convolución de ambas curvas. La curva denominada Probabilidad Acumulada de Abastecer la Demanda de Ilustración 19 es un ejemplo de la convolución de las curvas de probabilidad acumulada de potencia convencional, con la respectiva curva de disponibilidad eólica de la Ilustración 18 para un mes en particular.


Ilustración 19 - Curva de Probabilidad Acumulada de Abastecer la Demanda

Los resultados mostrados en la Ilustración 19 corresponden a datos reales de un sistema eléctrico aislado. Se puede apreciar, que aunque reducida, la generación intermitente contribuye a mejorar la confiabilidad del sistema.

A fin de mejorar el cálculo de la confiabilidad de un sistema se pueden agregar variables adicionales. Una es que en vez de considerar sólo la demanda máxima en un período, se pude construir una curva de probabilidad de ocurrencia de la demanda máxima diaria. Este es un enfoque más realista, ya que el enfoque tradicional considera que la confiabilidad de mide en relación a abastecer la demanda el día de máxima demanda, pero en realidad las combinaciones de fallas y falta de recurso primario puede ocurrir en cualquier da, en el cual la demanda es menor que la máxima. Para considerar este efecto se puede realizar la convolución entre la curva de probabilidad de disponibilidad de potencia (por ejemplo la de la Ilustración 19), con menos (-) la curva de probabilidad de la demanda máxima en un período.

9.2. PROPUESTA RECOMENDADA PARA EL CÁLCULO DE LA NECESIDAD DE POTENCIA FIRME (MARGEN DE RESERVA)

Hemos desarrollado una propuesta alternativa a aquella formulada en la sección 6.2, que mejora numerosos aspectos de la misma a costa de un mucho mayor esfuerzo de cálculo. Consiste de los siguientes pasos:

1. COES (como OS) prepara un plan de mantenimiento de la generación.

2. Con todas las series hidrológicas se simula la operación del sistema, con el objetivo de minimizar la máxima generación térmica. Esta simulación se realiza con el modelo SDDP para optimizar el uso de los embalses, y luego con los valores de energía semanales se usa el modelo NCP para obtener el


despacho óptimo de las centrales hidroeléctricas, obteniéndose despachos simulados para todas las semanas e hidrologías.

3. Para cada semana se construyen los histogramas y las curvas de probabilidad acumulada de máximo requerimiento térmico que resultan de procesar para esa semana los despachos correspondientes a todas las hidrologías simuladas. Para ello se dispone de un valor por cada año de registros hidrológicos. Estas curvas representan la demanda de potencia térmica y renovable intermitente.

4. Se construye la curva de probabilidad acumulada de disponibilidad de potencia térmica y renovable intermitente.

5. Se realiza la convolución de la curva de probabilidad acumulada de disponibilidad de potencia térmica y renovable.

6. Se realiza la convolución de la curva resultante del paso anterior con menos la curva de demanda térmica e intermitente obtenida en el paso 3 anterior. Cada una de las curvas (una por semana) así obtenidas representa la probabilidad acumulada de abastecer la demanda en esa semana.

7. La curva así se obtenida representa la probabilidad de déficit/superávit de potencia necesaria para atender la demanda. Entrando a esta curva con el objetivo de confiabilidad, se calcula la reserva necesaria (en caso de déficit) para alcanzar dicho nivel de confiabilidad. En principio el máximo valor de reserva así obtenido es el que se debe establecer como objetivo. Este procedimiento es similar al descripto en la Ilustración 10, pero usando la curva de probabilidad de déficit/superávit obtenida con el procedimiento descripto.

8. Finalmente se verifica si puede reducirse este valor ajustando el plan de mantenimiento. En caso que así se considere se repiten los pasos 1 a 7.

9. Finalmente el margen de reserva, obtenido en potencia disponible se convierte en el requerimiento de PF.

Este método tiene las siguientes ventajas sobre el método actual y sobre la propuesta formulada en la sección 6.2.

Considera adecuadamente la probabilidad conjunta de hidrologías secas, fallas en la generación térmica, disposición de generación renovable la volatilidad de la demanda. En la metodología vigente la confiabilidad de las centrales térmicas se considera simultáneamente con una energía hidroeléctrica correspondiente a la hidrología seca. Esto lleva a valores de reserva más altos que lo necesario.

El enfoque actual considera que la energía renovable intermitente no aporta a la confiabilidad, mientras que en esta propuesta esta tecnología se tiene en cuenta en forma realista. No obstante se debe disponer de series de viento y sol


suficientes para construir las curvas de probabilidad acumulada de disponibilidad, en la hora de máxima demanda del sistema.

El método actual no considera la volatilidad de la demanda máxima, ya que los cálculos se realizan para el momento de máximo requerimiento térmico.

Se tiene en cuenta el mantenimiento de todas las centrales. En este aspecto la metodología actual es optimista, ya que supone implícitamente que no hay mantenimiento térmico en el momento del máximo requerimiento térmico.


10. ANEXO 2 – COMENTARIOS AL PR-13 DEL COES

10.1. OBJETIVO DEL PROCEDIMIENTO

El Procedimiento Técnico PR-13 “Determinación de la Energía Firme de las Unidades Generadoras de las Empresas Integrantes del COES” tiene por objetivo tal como se desprende se nombre la “Determinación de la Energía Firme de las centrales generadoras de las empresas integrantes del COES y de su suma total”.

En este procedimiento se define la Energía Firme como la máxima producción esperada de energía eléctrica en condiciones de hidrología seca para las unidades de generación hidroeléctrica y de indisponibilidad esperada para las unidades de generación térmica.

10.2. ENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Para el cálculo de la EF de las CH se simula la operación de las mismas durante un año con la hidrología que tiene probabilidad de excedencia establecido en la regulación, teniendo como objetivo maximizar su generación acumulada y considerando todas las restricciones que limitan la libre operación de cada CH.

La energía firme se calcula con la siguiente fórmula:

1

Donde:

EFh= EF de la CH “h”

EGhk= energía generada por la CH “h” en el mes “k”

IFhk= indisponibilidad fortuita de la CH “h” en el mes “k”

La Indisponibilidad Fortuita Mensual promedio que se usa en el cálculo de la EF es el promedio de las indisponibilidades mensuales de los 5 últimos años. En caso de que no se dispone de suficiente información se usa las indisponibilidades de unidades similares del SINAC o de fuentes especializadas.

10.3. ENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES TÉRMICAS

Para las centrales térmicas se determina la energía generable de cada unidad generadora en cada mes del año, como el producto de su


potencia efectiva multiplicada por las horas del mes, afectada por la Disponibilidad por Mantenimiento y por la Disponibilidad Fortuita, usando la siguiente fórmula:

1 1

Donde:

EFh= EF de la unidad térmica “i”

PEhi potencia efectiva de la unidad térmica “i” en el mes “k”

IFik= indisponibilidad fortuita de la unidad “i” en el mes “k”

IMik= indisponibilidad por mantenimiento programado de la unidad “i” en el mes “k”

Tk= número de horas del mes “k”

La IFik se calcula con criterio similar al usado para las CHs, mientras que la IMik considera las horas programadas de mantenimiento.

Para las centrales de cogeneración se usa se usa una fórmula similar, pero calculada como la suma de las energías generables entregadas por la central cuando opere como Central de Cogeneración con producción asociada de calor útil y sin producción asociada de calor útil.

10.4. ENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES CON FUENTES PRIMARIAS RENOVABLES

10.4.1. CENTRALES EÓLICAS

Para las centrales eólicas se determina la energía mensual esperada a partir de la serie histórica de medidas de velocidad de viento disponible (que como mínimo debe ser de un año completo). Luego se sigue un procedimiento que establece que las series históricas de velocidad de viento de cada mes del año calendario se ajustan a una distribución estadística de Weibull.

Los coeficientes necesarios para caracterizar a la distribución de Weibull se calculan mediante una regresión lineal simple considerando el número de muestras de velocidad del viento correspondientes al mes de cálculo.


En base a la distribución de las velocidades del viento se calcula la distribución de la generación de energía producida. La energía mensual esperada de la central eólica será la suma de la producción de energía esperada de cada uno de los aerogeneradores que componen el parque eólico corregida por un factor de pérdida de energía debido a las perturbaciones del viento entre aerogeneradores, que incluye además el efecto del comportamiento real del parque eólico considerando los parámetros de topografía, ubicación relativa con respecto a la dirección del viento y de los otros aerogeneradores y otros.

Finalmente se determina la Energía Firme Anual de la central eólica como la sumatoria de la energía mensual esperada para los doce meses del año

10.4.2. CENTRALES CON BIOMASA Y GEOTÉRMICAS

Su energía firme se calcula de acuerdo a lo establecido en el procedimiento PR-13 para centrales térmicas, o en caso que el proceso de producción de energía eléctrica del generador RER forme parte de un ciclo de cogeneración, se calculará de acuerdo a lo establecido para las centrales de cogeneración en dicho procedimiento.

10.4.3. CENTRALES SOLARES Y MAREOMOTRICES

El, PR-13 establece que su EF es igual al promedio aritmético de la producción de los últimos cinco años. En caso de las centrales RER sin historial de producción que tengan Energía Adjudicada en subastas RER, completarán su historial con el valor de la Energía Adjudicada.

10.5. COMENTARIOS AL PROCEDIMIENTO

En general se considera adecuado el procedimiento propuesto, sólo se sugerirían mejoras marginales al mismo:

Usar la hidrología completa para la simulación de las CH, con el objetivo de minimizar la máxima generación térmica. Luego usar como se propone en este PR-13 los valores de generación mensual del año probabilidad de excedencia mensual que fija el Reglamento para el cálculo de la EF de cada CH,

En el momento en que los registros de viento de una central superen cierto número de años (5-10), usar las series históricas en vez de la distribución de Weibull. Aunque esta distribución es convencionalmente usada para caracterizar estadísticamente la velocidad del viento, no siempre produce resultados ajustados a la realidad de cada sitio. Por lo tanto a partir de cierto número de años las mediciones en él, sitio superaran en calidad a las estimaciones con esta distribución.


A fin de mantener coherencia con la metodología para las CH se debería usar no la generación media sino la asociada a cierta probabilidad de excedencia, la cual es fácilmente obtenible de la distribución Weibull o de las series históricas.

Para las centrales solares y mareomotrices, igual que con las eólicas, se adopta un criterio diferente al de las centrales hidroeléctricas, ya que se toma la energía media en vez de la que se asocia a cierta probabilidad. Se debería fijar la EF de estas centrales usando una probabilidad de excedencia similar a las que se usa para las CH

Como comentario final consideramos que sería más eficiente eliminar el concepto de energía firme, y reemplazarlo por la obligación de cobertura de la demanda con Potencia Firme (lo cual implica un cambio a la LGE). Con la forma de cálculo de la PF de las unidades generadoras y de fijación de los márgenes de reserva propuesto en este informe se puede asegurar que se alcanzaran los niveles de confiabilidad que requiere la regulación sin necesidad de usar el concepto de energía firme.

Es particularmente importante tener en cuenta que si existe suficiente PF en el sistema, la indisponibilidad o falta de recurso primario de una unidad será suplido por la disponibilidad de otras unidades. No es necesario que cada unidad cubra sus obligaciones de suministro de energía con su propia producción. De hecho esto así sucede en el mercado spot.

Con una redefinición de la metodología de cálculo de la energía firme (PR-13) consistente con la propuesta de cálculo de la potencia firme, sería posible evitar modificar la legislación que establece este concepto.

11. ANEXO 3 - MEJORAS ADICIONALES A LOS PROCEDIMIENTOS RELACIONADOS CON LA CONFIABILIDAD DEL SISTEMA

Un aspecto que en nuestra consideración ayudaría a mejorar aún más tanto la confiabilidad como el funcionamiento de mercado sería modificar el concepto de energía asociada a la potencia (o PF).


La obligación que el suministro de energía en un contrato siga la curva de carga de la demanda, si bien se viene aplicando desde los inicios del mercado eléctrico en Perú sin mayores objeciones, esta modalidad potencialmente puede producir una serie de ineficiencias.

Al seguir la curva de carga, el suministro contractual tiene un factor de uso (o horas equivalentes de uso - TU) común a todos los generadores que abastecen esa demanda. Pero para cada TU existe una tecnología que puede abastecer esa demanda con menor costo. Esto es evidente en la


Ilustración 1, o en forma de costo equivalente (o de costo monómico por kWh), tal como se muestra en la

Ilustración 20.

Ilustración 20 – Costo Monómico de la Energía de Distintas Tecnologías

Se aprecia en esta ilustración que para cada TU existe un tecnología de menor costo. Las demás tecnologías están es desventaja respecto de esta en relación a los contratos,

Pero el despacho económico de las mismas unidades sigue un criterio diferente, basado en los costos variables de cada unidad, que lleva a modalidad de despacho tal como se muestra en la Ilustración 21.

Ilustración 21 – Despacho Típico de la Generación

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

220.0

240.0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Costo M

onómico U

SD/M

Wh)

Horas de Uso ‐ hs/año

GT CC TV carbón hidro Renovables


Por lo tanto cada tecnología deberá comprar o vender en el mercado spot la diferencia entre su generación resultante del despacho económico y la curva de demanda a abastecer.

Esto en algunos casos introduce riesgo para el vendedor y en otros casos volatilidad en las ingresos netos (ingresos – costo variable +- compras/ventas en el mercado spot)

o Las unidades de punta con escaso despacho deberán comprar

casi todo el suministro contractual en el mercado spot, o Las unidades de base deberán vender un parte de importante

de su producción en el mercado spot.

Ambos casos llevan a una mayor volatilidad de los ingresos, que normalmente es compensada requiriendo un precio mayor por la energía vendida.

La tendencia en la mayoría de los mercados de electricidad en el mundo es la estandarización de productos asociados a la energía, por ejemplo energía de base, semi-base o punta. Esta estandarización obtener una cobertura de riesgos asociados al precio con bajos costos transaccionales. Pero si los contratos deben seguir la curva de demanda, que es particular de cada comprador, la estandarización se vuelve difícil.

En resumen la modalidad de seguimiento de la curva de carga tiene tres inconvenientes mayores:

No hay señales para que el mercado optimice el mix de generación,


Se incrementa la volatilidad de los ingresos netos de los generadores, lo cual en el mediano y largo plazo conduce a mayor precio de la energía

Impide la creación de un mercado de productos estandarizados, el cual a su vez es efectivo para reducir los costos transaccionales.

No obstante, estos efectos potenciales no se han dado en gran medida en el mercado eléctrico de Perú por dos razones:

La disponibilidad de gas abundante a bajo precio (en relación a los precios internacionales), ha hecho que la tecnología preponderante sean los CC para un alto rango de tiempos de utilización. Es decir el mix óptimo está mayoritariamente basado en CC usando gas natural,

La regulación que establece obligaciones a la demanda regulada de cobertura por contratos, y que permite el pass-through de los costos de compra (bajo las condiciones establecidas en la regulación), hace innecesario la cobertura del riesgo precio para los distribuidores. Mientras que los generadores pueden incluir este costo en el precio de la electricidad. Pero son los usuarios regulados los que pagan este mayor costo.

La solución a este problema sería que la energía asociada a la PF se pudiera comprar por bloques (base, semi-base, etc.). En ese caso podría haber licitaciones para cada tipo de bloque, lo cual permitiría que cada tecnología cubra un determinado segmento de la demanda.

Para ellos se debería permitir a la demanda concurrir al mercado spot a cubrir diferencias entre los contratos y la demanda, tal como se muestra en la Ilustración 22.

Ilustración 22 – Cobertura de la Demanda con generación Especializada


La posibilidad de comprar en el mercado spot no liberaría a la demanda de la obligación de contratarse por la totalidad de su demanda, pero permitiría que se balancee en el mercado spot. Adicionalmente permitiría que su cobertura la realice con productos estandarizados, lo cual además de reducir el costo transaccional, habilita un mejor seguimiento de su cobertura por parte del regulador.

Si bien este tema no es motivo especifico de esta consultoría, parece un complemento eficiente para las medidas propuestas.

Cabe destacarse que esta forma de contratación y balance es la vigente en la gran mayoría de los mercados de electricidad en el mundo. Sólo hay unas pocas excepciones (aunque con variantes) en Latino América (Chile, Panamá y El Salvador).

12. ANEXO 4 – PROPUESTA DE REGLAMENTO DE MERCADO DE POTENCIA FIRME

REGLAMENTO DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME

Artículo 1°.- Definiciones

Todas las palabras ya sea en singular o plural que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la Ley de Desarrollo Eficiente de Generación o en la Ley de Concesiones Eléctricas:


1.1 Adjudicatario: Es el postor al cual se le adjudica la Buena Pro de la Subasta de Capacidad. La Subasta puede tener uno o más Adjudicatarios.

1.2 Contrato: Es el Contrato entre cada Generador Adjudicatario y cada Cliente Inicial, por el cual el primero se compromete a poner a disposición del SEIN una cantidad de potencia firme, la cual será contabilizada para el cumplimiento de la obligación de cobertura con potencia firme de la demanda.

1.3 Clientes Iniciales: Son los Distribuidores o Usuarios Libres que no haya cumplido con su obligación de cubrir su demanda máxima más el margen de reserva requerido con contratos con generadores que suministren Potencia Firme Contratada, y que en consecuencia debe participar de las Subastas de Capacidad.

1.4 Compromiso de Racionamiento Voluntario: es el compromiso que asume un Gran Usuario, por el cual se obliga a interrumpir su demanda de acuerdo a las condiciones establecidas en el Reglamento de Potencia Interrumpible administrado por COES.

1.5 Derechos de Disponibilidad de Potencia Firme: El Derecho que obtiene un Cliente Inicial de que se le asigne una cantidad de Potencia Firme para efectos de la evaluación del cumplimiento de la situación de Cobertura Suficiente de Potencia Firme.

1.6 Demanda Máxima Mensual: Demanda mensual de potencia de la Distribuidora y Usuario Libre integrada en períodos sucesivos de quince minutos.

1.7 Gran Usuario Interrumpible o GUI: Es un Usuario Libre o Gran Usuario que ha sido calificado por el COES para ofrecer Potencia Interrumpible en base a lo dispuesto en el Reglamento de Potencia Interrumpible, y que ha firmado un Compromiso de Racionamiento Voluntario.

1.8 Intervalo de Máximo Requerimiento Térmico: Es la semana del año en que en presencia de un año seco resulta máxima la generación térmica necesaria para abastecer la demanda.

1.9 Oferta: Es la Propuesta que formula un Postor. Está compuesta, por la potencia firme ofertada para el Período de Provisión, expresada en MW y el precio correspondiente, expresado en US$/MW-año. Indicará también la aceptación o no de una asignación parcial en la Subasta. En caso de nueva generación que está en proceso de construcción o se prevé estará disponible a la fecha en la que se debe asegurar su disponibilidad.

1.10 Participante: Es la persona o empresa que sea un Agente Generador reconocido del SEIN y que haya registrado donde el Adjudicatario.

1.11 Participante Inversor: Es un Participante que prevé instalar nueva capacidad para ponerla en servicio entre la fecha de la Subasta y antes del comienzo del Período de Provisión. Para ser considerado Participante deberá presentar información adicional en el momento de solicitar ser considerado participante. Los


Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga una validez de hasta cinco años.

1.12 Potencia Firme Adjudicada: Es la cantidad de potencia firme comprometida que el Adjudicatario se obliga a poner a disposición del sistema, la cual debe corresponder a una central generadora del Adjudicatario, hasta la Fecha de Término del respectivo contrato.

1.13 Potencia Requerida: Es la cantidad total de la potencia no cubierta por los Clientes Iniciales, materia de la Subasta de Capacidad.

1.14 Postor: Es el Participante que cumple con los requisitos de las Bases y en consecuencia puede presentar una oferta.

1.15 Precio de Adjudicación: Es la oferta de precio de cada Generador Adjudicatario seleccionado en US$/MW-año. Este precio se le garantiza a cada Adjudicatario por la disponibilidad de Potencia Firme hasta el límite de su Potencia Firme Adjudicada. Cada Precio de Adjudicación tiene carácter de firme y es aplicado únicamente durante el Plazo de Vigencia.

1.16 Precio Máximo: Es el precio tope para efectos de la Subasta de Capacidad.

1.17 Precio Medio de una Subasta: es el precio medio de las ofertas adjudicadas ponderado por las respectivas cantidades de Potencia Firme

1.18 Proveedor Inversor: es un Participante Inversor al que se la ha dado el carácter de Adjudicatario en una Subasta de PF.

1.19 Potencia Disponible Asociada a la PF: es la Potencia Disponible de una unidad para la cual se calculó la PF. En caso en que se ofrezca en una Subasta una fracción de la PF, la Potencia Disponible Asociada a dicha PF se reducirá proporcionalmente.

1.20 Reglamento de Subasta de Potencia Firme: Es el Reglamento que Incentiva el Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica dentro del Marco de la Ley N° 29970, aprobado con aprobado con Decreto Supremo N° 038-2013-EM y modificado con el Decreto Supremo N° 002-2015-EM

1.21 Potencia Firme contratada (PC): Es la Potencia Firme que un Agente Obligado ha contratado a través de un contrato de suministro de energía eléctrica o bien en el Mercado de Potencia Firme.

1.22 PF: es la Potencia Firme, según corresponda, que en cada subasta ofrece un Participante.

1.23 Período de Provisión: es el año completo en el cual la PF adjudicada deber estar disponible para ser despachada o interrumpida por COES. Para las Subastas corresponde al cuarto año a partir del aquel en que se realiza la subasta.

1.24 Subasta de Capacidad: Es el proceso de subasta convocado en el marco del Reglamento de Subasta de Capacidad. Los generadores pueden ofrecer tanta Potencia Firme como la Potencia Firme reconocida por COES que no esté previamente comprometida en


contratos con Agentes Obligados u otros Generadores. Los generadores que hayan vendido más potencia firme que la reconocida, o que esta por alguna razón disminuya, deberán acceder al mercado de Potencia Firme para recomponer sus posiciones.

1.25 Subasta de Ajuste: es una subasta organizada por COES, en las cuales los agentes pueden ajustar sus posiciones en lo referente a cambios en la disponibilidad de PF por parte de los Adjudicatarios, o cambios en la proyección de demanda o su cobertura con contratos en caso de los Obligados.

Artículo 2.- Principio y objeto de este Reglamento

2.1 Conforme al artículo 1.2 de la Ley de Seguridad Energética, todos los consumidores finales de electricidad localizados en el país, así como los agentes habilitados para la exportación de electricidad, tienen la obligación de contribuir a afianzar la confiabilidad de la cadena de suministro eléctrico.

2.2 En ese marco, el presente Reglamento introduce en el ordenamiento eléctrico un mercado de Potencia Firme, como herramienta regulatoria que involucra a toda la demanda y la oferta en el esfuerzo conjunto por mejorar la suficiencia de la reserva y en consecuencia alcanzar objetivos de confiabilidad del servicio.

OSINERGMIN regula y norma este mercado mediante Resoluciones y COES lo administra mediante Procedimientos Técnicos, contratos y decisiones.

2.3 A los efectos de asegurar la suficiencia de la reserva de potencia firme en el largo plazo; están disponibles tanto mecanismos privados como la contratación bilateral de suministro eléctrico entre generadores y sus clientes libres, así como los mecanismos públicos de licitaciones bajo la Ley Nº 28832.

Artículo 3.- Determinación del Margen de Reserva

El Ministerio de Energía y Minas, mediante Resolución Ministerial, fijará un único Margen de Reserva para el SEIN por un periodo de vigencia de los próximos cuatro (4) años, a propuesta del COES, el cual deberá cumplir con los criterios de confiabilidad y con el objetivo de minimizar la máxima generación térmica, establecidos en el procedimiento técnico respectivo.


El COES, tres meses antes del término de la vigencia del Margen de Reserva, en caso lo justifique, propondrá al Ministerio de Energía y Minas modificar el Margen de Reserva, conforme lo establezca el respectivo procedimiento técnico. De no mediar propuesta del COES, se mantendrá vigente el Margen de Reserva por un periodo de cuatro (4) años siguiente.

Artículo 4- Determinación de Potencia Firme y Energía Firme

La Potencia Firme y Energía Firme máximas de los generadores integrantes o no del COES, incluyendo auto generadores que quieran participar en este mercado, será calculada por el COES antes del inicio de cada año, en base a los siguientes criterios

a) Potencia y energía disponible de cada central termoeléctricas respaldado con los combustibles de que haga uso multiplicada por los índices de indisponibilidad programada y fortuita de las unidades.

b) Potencia y energía disponible de las centrales hidroeléctricas se

calcularan mediante simulaciones de un año con hidrología con probabilidad de excedencia del 95%. Las simulaciones tendrán como objetivo minimizar el máximo requerimiento térmico durante el período simulado.

c) La Potencia y Energía Firme máxima determinada no podrá ser

modificada hasta el próximo periodo de cálculo.

El COES propondrá a OSINERGMIN, los procedimientos técnicos de determinación de Potencia Firme y Energía Firme para la aplicación del presente artículo, que incluirá los procedimientos de verificación dentro de los contratos suscritos por los Generadores y dentro de la disponibilidad de las unidades de generación mediante pruebas de arranque en forma aleatoria con el objeto de evaluar su disponibilidad real.

Artículo 5.- Respaldo con Potencia Firme

Los Usuarios Libres y los Distribuidores deberán contratar Potencia Firme que garantice la cobertura de su demanda y el Margen de Reserva, conforme a lo siguiente:

MD * (1+MR) ≤ PFC

Donde: a) MD: Es la máxima demanda esperada del Usuario Libre ó

Distribuidor.


b) MR: Es el Margen de Reserva establecido por el Ministerio de Energía y Minas conforme al Artículo 3°.

c) PFC: Es la totalidad de la Potencia Firme Contratada por el Usuario Libre o Distribuidor a través de los contratos con los Generadores.

En caso que los Usuarios Libres y los Distribuidores no garanticen la cobertura de su demanda mas el margen de reserva con los contratos de suministros bilaterales o de libre negociación, en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas o contratos que resulten de licitaciones de suministros de largo plazo, en el marco de la Ley N° 28832 deberán adquirir la Potencia Firme Contratada sin cobertura participando en las subastas de capacidad que establece el Reglamento de Subasta de Capacidad como clientes iniciales.

Artículo 6.- Verificación del Respaldo con Potencia Firme

El COES anualmente evaluará el cumplimiento de la obligación contenida en el Artículo 5 precedente para los siguientes cuatro años y para todos los Obligados, sobre la base de la información reportada por sus integrantes.

La información reportada por los Distribuidores deberá indicar sus requerimientos de Potencia Firme destinados a sus Usuarios Regulados. Los Usuarios libres informarán al COES de su demanda máxima mensual prevista para los próximos cuatro años.

Los resultados obtenidos por el COES serán remitidos a OSINERGMIN y publicados en la web institucional del COES, en el mes de junio de cada año.

En caso que un Usuario Libre o Distribuidor no tenga cubierta su demanda con contratos para el periodo de evaluación, el COES le informará en el mes de octubre de cada año que su demanda no cubierta será incluida en la Potencia Requerida a contratar en la Subasta de Potencia Firme.

Esta Potencia Requerida será informada por el COES al Ministerio de Energía, en cumplimiento del Artículo 5° del Reglamento de Subasta de Capacidad.

Artículo 7.- Lineamientos generales de las Subastas de Capacidad

Las Subastas de Capacidad que se realicen al amparo del Reglamento de Subasta de Capacidad, seguirán los siguientes lineamientos generales:


a) En cada año calendario dado (n), se organizará subastas para que durante el tercer año calendario posterior al de realización de la subasta (n+3, siendo n el año en que se realiza la subasta), también denominado Período de Provisión; todos los Clientes Iniciales puedan alcanzar la situación de Cobertura Suficiente de Potencia Firme mediante la adquisición de Derechos de Disponibilidad de Potencia Firme en estas subasta.

b) La participación de los Usuarios Libres y Distribuidores que de acuerdo con la verificación del COES prevista en el Artículo 6° precedente no cumplan con el Respaldo con Potencia Firme de su demanda, será obligatorio en las Subastas de Capacidad, pudiendo obtener dicho respaldo previamente a la subasta a través de contratos bilaterales. Los Usuarios Libres y Distribuidores que participan en la Subastas de Capacidad y resultan adjudicatarios de la misma, serán considerados Clientes Iniciales, conforme a las condiciones previstas en las Bases.

c) El producto que se adquiere en la Subasta de Capacidad será un compromiso de Potencia Firme Contratada, que permitirá a los Clientes Iniciales respaldar su máxima demanda más el margen de reserva. El compromiso será suscrito con tres años de anticipación y por un plazo que no será menor de 5 años y mayor de 10 años para los Participantes Inversores; para los Participantes con generación existente estos podrían ser por plazos de un año.

d) Los Generadores Adjudicatarios deberán cumplir con poner en disposición del SEIN, la Potencia Firme Contratada conforme a los procedimientos que establezca el COES, y debiendo en consecuencia seguir las instrucciones del COES y producir la energía que resulte despachada. En caso la unidad se declare indisponible, no recibirá el pago adjudicado en la Subasta de Capacidad, a menos que respalde su compromiso con otro generador con potencia firme no contratada.

e) La Adjudicación de las ofertas presentadas en la Subasta de Capacidad, expresada en US$/kW-mes, será por los menores precios hasta cubrir el requerimiento. Se descartarán las ofertas que soliciten un precio mayor que el precio máximo de la Subasta, fijado por OSINERGMIN.

f) Resultan adjudicatarios todo los Participantes que hayan presentado ofertas con precios menores al precio máximo, hasta cubrir la Potencia Requerida.

g) Los contratos de capacidad serán suscritos por los Generadores Adjudicatarios y los Clientes Iniciales, bajo las condiciones o formas que establezcan las Bases de las Subastas.


h) Los Generadores Adjudicatarios podrán suscribir contratos de suministro de energía sin potencia firme con Usuarios Libres o Distribuidores.

i) En los dos años siguientes al de subasta, y en el semestre previo al Periodo Meta (n+1, n+2 y n+2.5), se realizan Subastas de Ajuste para que los Agentes Obligados con derechos excedentarios o Agentes con Potencia Firme no comprometida puedan transferirlos a Agentes Obligados deficitarios; o bien Generadores o Grandes Usuarios Interrumpibles cuya PF se haya visto reducida.

j) Las Subastas de Ajuste se realizarán por los motivos siguientes: i) Cambios en las proyecciones de demanda de los clientes iniciales; o ii) Atrasos en la construcción de nuevas centrales de los Generadores Adjudicatarios que hayan sido Participantes Inversores iii) nuevos contratos suscriptos por los generadores adjudicatarios, iv) cambios en la PF de los adjudicatarios. En las Subastas de Ajuste se seguirán los mismos mecanismos y criterios con que se realizaron la Subasta de Capacidad.

k) Las Subastas de Ajuste se realizarán con anticipaciones de 2 años, 1 año y 6 meses al Período de Suministro, y seguirán el mismo mecanismo que el establecido para la Subasta de Capacidad inicial.

Artículo 8.- Cumplimiento de los Requerimientos de Potencia Firme

Se considerará que un Distribuidor o Usuario Libre han cubierto su obligación de cobertura con Potencia Firme cuando luego de la última Subasta de Ajuste demuestren que tengan contratos que cubran su demanda, en el período de máximo requerimiento térmico, más el margen de reserva tal como se establecen en el Artículo 5.

En esta misma oportunidad, los Generadores que sean partes de un contrato de suministro o de un contrato de subasta de capacidad deberán demostrar que su Potencia Firme Contratada no supera a la Potencia Firme máxima establecida por COES según lo especificado en el Artículo 4, o contratadas con terceros que tengan Potencia Firme mayor que sus compromisos de contratos.

Para el caso de demanda que no hay logrado su cobertura porque la potencia firme ofertada en las subastas no haya sido suficiente para atender toda la demanda, el COES organizará una Subasta de último Recurso en el cual se considerarán las ofertas de precios presentados por los Usuarios Libres que brinden el Compromiso de Racionamiento Voluntario (CRV), previamente calificado por el COES, conforme a los


procedimientos técnicos que se establezcan, así como generadores o autogeneradores que no sean Agentes del SEIN.

En caso que aún no se pueda cubrir la demanda total de Potencia Firme, los Distribuidores y Usuarios Libres que no hayan logrado su cobertura con Potencia Firme serán eximidos de la obligación.

No obstante, en caso que en cierto momento del año la potencia total disponible sea insuficiente para satisfacer la demanda del SEIN, se racionará en primer término aquella demanda de Usuario Libre y/o Distribuidor, no respaldada con contratos de suministro y/o contratos de Potencia Firme, según los siguientes criterios

a) En primer término se asignará a cada demanda la potencia disponible de los generadores con los cuales esta demanda tiene un contrato de suministro. La parte de la demanda que no quede cubierta con contratos de suministro con potencia disponible será el Déficit de cada demanda.

b) Luego se calculará la reserva disponible como la diferencia entre la potencia total disponible y aquella asignada a la demanda con contratos de suministro, tal como se establece en el párrafo anterior,

c) La reserva disponible se asignará a la demanda con Déficit, en forma proporcional al valor de dicho Déficit, pero con un límite dado por la diferencia entre la Potencia Firme contratada por cada demanda y su demanda máxima en el día en que se efectúa el racionamiento.

La demanda que no pueda ser abastecida según este criterio será racionada, pero tendrá derecho a la compensación económica que establezcan sus contratos de suministro.

El COES establecerá el procedimiento técnico para la verificación del cumplimiento de los requerimientos de potencia firme, donde incluirá criterio para lograr un nivel adecuado de competencia y para mitigar el abuso de poder de mercado, en el caso que se proponga un mercado de compra (venta) de potencia firmes entre los generadores con excedencia (déficit) de sus compromisos de contratos.

Los pagos y cobros entre Compradores y Generadores Adjudicatarios se efectuarán mensualmente, conforme a las liquidaciones que efectúe el COES. Las liquidaciones establecerán los montos y responsabilidades de pago y cobro de cada Participante.


Artículo 9.- Obligación de no contratar más que Potencia Firme, y realización de pruebas aleatorias de disponibilidad

COES puede disponer de manera programada o intempestiva, tantas pruebas como las que crea necesarias para verificar la disponibilidad real de potencia de las unidades de generación, y que la Potencia Firme asignada por COES según los Procedimientos pertinentes a cada Generador, es, en todo y cualquier instante, mayor o igual que la suma de sus Potencias Contratadas y los compromisos de disponibilidad adquiridos. El COES usará el Procedimiento PR-COES N° 25 para estas pruebas, los cuales podrá ajustar para adecuarse a las necesidades de este caso, y ajustará los índices de disponibilidad de las plantas en caso de incumplimiento para la definición de la Potencia Firme Disponible de la planta.

Articulo 10.- Obligación de producir cuando son despachados por COES

Los generadores que hayan sido adjudicados para la venta de Potencia Firme en las subastas del Mercado de Potencia Firme, deberán estar operativos y declararse disponibles en el COES por toda su Potencia Disponible Asociada a la PF, y en caso de ser convocados al despacho, deberán producir la potencia despachada, o bien pagar una penalidad igual al costo en el Mercado de Corto Plazo de la energía no entregada.

En caso de que la unidad se declare indisponible, no recibirá el pago que le haya sido acordado durante el tiempo en que se encuentra indisponible y se usará la duración de dicha indisponibilidad para ajustar su Potencia Firme en el año siguiente.

Se considerará que una unidad está indisponible cuando no pueda producir su potencia efectiva durante la hora de máxima demanda de un determinado día. En ese caso se considera que la indisponibilidad duró todo ese día.

En caso que la indisponibilidad de una unidad supere en 50% su valor previo de indisponibilidad fortuita usada para el cálculo de su PF, el ajuste de la PF será realizado en forma inmediata por el COES.

Artículo 11.- Formalización de los Contratos

La relación entre Generadores Adjudicatarios y Clientes Iniciales se formalizan a través de contratos bilaterales.

Cada Clientes Iniciales estará vinculado con cada Adjudicatario al que se haya adjudicado un compromiso de Potencia Firme por un valor calculado con la siguiente formula:


∑

Donde:

PFij: Potencia Firme prometida por el Adjudicatario j al Cliente Inicial i

DPFi: Derechos de Disponibilidad requeridos por el Cliente Inicial i

PFAj: Potencia Firme adjudicada al Generador j

Su usará un modelo único de contrato por adhesión, que será definido por OSINERGMIN y será parte de las Bases de la Subasta de Potencia Firme. El consentimiento se entenderá perfeccionado cuando la adjudicación sea publicada por COES en la forma señalada en las bases respectivas.

El plazo de los contratos asociados con centrales existentes será de un año, y los asociados a Participantes Inversores por sus centrales nuevas a instalarse posteriormente a la respectiva subasta, será de hasta cinco/diez años.

Artículo 12.- Caso de Oferta Insuficiente de Potencia Firme o Interrumpible

En caso que la Potencia Firme ofrecidas en una subasta, fuese inferior a la demanda de Potencia Firme requerida en la misma subasta, el COES deberá llamar a una nueva subasta en un plazo de dos meses, y así sucesivamente y hasta un máximo de tres veces. Si en este último caso no se alcanzara a cubrir toda la demanda de Potencia Firme requerida, COES informará a OSINERGMIN y al Ministerio de Energía y Minas.

En caso que luego de la última subasta de ajuste no se cubriera toda la demanda mas el margen de reserva, el COES convocará una Subasta de Último Recurso por faltante de Potencia Firme. Esta subasta

Artículo 13.- Transferencias de potencia en el mercado de corto plazo

Los Agentes Obligados podrán a su riesgo realizar transacciones bilaterales de Potencia Firme a fin de completar su obligación de alcanzar la situación de Cobertura Suficiente de Potencia Firme. Los precios serán libremente pactados por las partes.


El resultado de las transacciones deberá ser informado y registrado ante el COES para el seguimiento de las cantidades de Potencia Firme Disponible y de las obligaciones adquiridas por los Agentes Promitentes.

Artículo 14.- Participantes Inversores

Un Participante Inversor que resulta adjudicatario en una Subasta de PF debe cumplir los siguientes procedimientos y actividades:

1. Entre la fecha de adjudicación y el Período de Provisión, el Participante deberá presentar en forma anual y nueve meses antes del Período de Provisión, informes con carácter de declaración jurada que describan el avance de las obras y los eventuales retrasos. COES y/o OSINERGMIN podrán auditar estos informes, así como la verificación en sitio del progreso de las obras.

2. En caso se concluya que la PF adjudicada no estará disponible para el Período de Provisión, el Participante Inversor deberá comprar esa misma cantidad en la última Subasta de Ajuste previa al Período de Provisión. No obstante, en caso de verificarse el atraso previamente, podrá hacer la compra en cualquiera de las subastas de ajuste.

3. En caso que no pudiera compara la cantidad necesaria por falta de oferta en estas Subastas de Ajuste, podrá obtener la cantidad faltante en el mercado secundario, y de no obtenerla perderá la condición de Participante Inversor y deberá pagar una penalidad igual al Precio Adjudicado por la Potencia Firme no provista.

4. En caso que se concluya la obra de nueva capacidad, durante el primer Período de Provisión recibirá la Tarifa de Adjudicación.

5. En los años subsiguientes: a. COES incluirá en las Subastas de Potencia Firme la Potencia

Firme adjudicada al Participante Inversor con precio ofertado cero, por lo tanto este resultará Adjudicatario y firmará un contrato de puesta a disposición de la Potencia Firme con un Obligado.

b. Para el cálculo del Precio de la Potencia Firme que pagará cada obligado se considerará la Tarifa de Adjudicación en la primera subasta en la que participó el Participante Inversor y la respectiva cantidad.

6. En caso que la suma de las Potencia Firme ya adjudicadas a Participantes Inversores supere la demanda de Potencia Firme para la respectiva subasta:

a. Se considera que toda la Potencia Firme es adjudicada b. La Tarifa de Adjudicación se calcula como el promedio

ponderado por la Potencia Firme de las Tarifas de Adjudicación de todos los Proveedores Inversores


Artículo 15. Precios trasladables a tarifas

Los distribuidores podrán transferir a las tarifas de usuarios finales el costo de la cantidad de Potencia Firme comprada en cada subasta de potencia firme multiplicada por el Precio Medio de la Subasta.

Artículo 16. Destino de las Penalidades

OSINERGMIN determinará el destino del dinero recolectado en concepto de penalidades pagadas por los Agentes por incumplimientos en sus obligaciones relacionadas con el Mercado de Potencia Firme, así como del excedente de ingreso que puede surgir por la Potencia Firme no remunerada en caso de indisponibilidad del proveedor.

Artículo 17. Exceso de Demanda

En caso que una demanda se exceda en relación a los valores informados al COES, se aplicará el siguiente procedimiento

Para los Usuarios Libres el COES calculará la demanda máxima promedio de cada uno en los días hábiles. Si este promedio excede en un 3% al valor informado, el Usuario Libre deberá pagar una penalidad igual a la diferencia entre el promedio calculado por COES y el valor declarado de demanda multiplicada por una vez y media el Precio de adjudicación de la primera subasta para ese Período de Provisión

Para los Distribuidores el COES calculará la demanda máxima promedio de cada uno en los días hábiles. Si este promedio excede en un 3% al valor informado, el Distribuidor deberá pagar una penalidad igual a la diferencia entre el promedio calculado por COES y el valor declarado de demanda multiplicada por una vez y media el Precio de adjudicación de la primera subasta para ese Período de Provisión. Esta penalidad no será transferibles a la tarifa a los usuarios finales.

Si el promedio calculado por COES es menor a la demanda informada menos un 3%, el Distribuidor sólo podrá transferir a tarifas el costo asociado al promedio calculado por COES mas un 3%.

Artículo 18. Subasta de Último Recurso

Si en las Subastas de Ajuste no fue posible cubrir toda la demanda de Potencia Firme, o en caso que algún efecto imprevisto ponga en peligro el abastecimiento de la demanda con el nivel de confiabilidad requerido, COES informará a OSINERGMIN, quién podrá requerir que se realice una Subasta de Último Recurso. Esta Subasta tendrá un procedimiento similar a las Subastas de Ajuste, pero con las siguientes características:


La demanda de Potencia Firme a cubrir será aquella no cubierta en las Subastas de Ajuste.

Podrán participar además de los Generadores que son agentes del SEIN los Grandes Usuarios que hayan formado un Compromiso de racionamiento Voluntario, autogeneradores no agentes del SEIN, o propietarios de grupos generadores no Agentes del SEIN. Estos generadores deberán ser habilitados por el COES y no adquirirán la condición de Agentes del SEIN y no pagarán peajes adicionales a los que les correspondían previamente a su participación en la Subasta de Último Recurso.

El Período de Suministro será el año inmediatamente siguiente al momento en que se realiza la Subasta.

Disposiciones transitorias

Primera: El Ministerio establecerá el primer margen de reserva para su entrada en vigencia el 01 de mayo del año siguiente a la aprobación del presente reglamento.

Segunda.- Durante el primer semestre del 2015 OSINERGMIN elabora y aprueba los procedimientos que complementen el presente Reglamento, así como las modificaciones a los Procedimientos Técnicos de COES que resulten necesarias para implementar el mercado de capacidad.

Durante el segundo semestre se realiza la primera subasta de Derechos de Disponibilidad, considerando el 2017 como el primer Período Meta. El 2016 habrá una subasta de ajuste.


13. ANEXO 5 – PROCEDIMIENTO DE POTENCIA INTERRUMPIBLE

13.1. OBJETO

El presente Procedimiento establece en qué condiciones del SEIN la interrumpibilidad deberá ser requerida y establece la metodología que permita hacer efectivas las reducciones de demanda y su posterior restitución.

13.2. INTRODUCCIÓN

Dado que la reglamentación vigente establece para los Grandes Usuarios la posibilidad de ofertar parte de su demanda como disponible a ser retirada del SEIN en casos de emergencias en la operación o déficit en la oferta y/o capacidad de transporte (demanda interrumpible), debiendo considerarse tal demanda como una reserva en el SEIN para reemplazar faltantes, es necesario establecer las condiciones y la metodología a aplicar toda vez que se necesite que se haga efectiva la interrumpibilidad ofertada.

Los Grandes Usuarios que hayan sido habilitados para ofertar interrumpibilidad serán denominados Gran Usuario Interrumpible o GUI.

Como reconocimiento a la interrumpibilidad de demanda ofertada, se considera que el Gran Usuario Interrumpible no hace uso de la reserva de potencia disponible en las máquinas del SEIN.

13.3. CARACTERISTICAS GENERALES.

El objeto del GUI es contar, en la demanda, con una reserva comprometida en el Mercado de PF por un año que, ante condiciones de déficit de corto y mediano plazo, sirva para evitar restricciones al suministro y mantener la confiabilidad del SEIN.

Se entiende como Potencia Interrumpible a aquella que el COES podrá requerir reducir ante emergencias y/o restricciones y/o requerimientos de reserva de corto plazo

Un Usuario Libre, que demanda energía eléctrica para consumo propio, podrá declarar parte de su demanda como Potencia Interrumpible y convertirse en GUI del SEIN.

Los agentes que presten el servicio de Distribución no pueden ofrecer interrumpibilidad en las Subastas de Potencia Firme.

La cantidad de demanda que el GUI oferta y compromete como interrumpible es una demanda condicional para el despacho. Sólo si


existe excedente en la oferta, el COES programará adicionalmente el abastecimiento de la demanda interrumpible. El GUI asume los siguientes derechos y compromisos:

Instalar todo el equipamiento necesario para que el COES pueda verificar el cumplimiento de la interrupción de suministro que solicite.

El compromiso de retirar la demanda comprometida como interrumpible ante una condición de faltantes en el Mercado de Corto Plazo, reflejando su condición de primera opción a interrumpir en forma programada.

13.4. HABILITACION COMO GRAN USUARIO INTERRUMPIBLE.

Un Usuario Libre podrá requerir ser habilitado como Interrumpible, comprometiéndose al retiro de demanda con un tiempo de preaviso de 3 horas.

En estos casos, el compromiso que asume el GUI es implementar la reducción de su demanda en un tiempo máximo menor o igual al señalado precedentemente ante un requerimiento del COES.

El Gran Usuario que desee pedir la habilitación como interrumpible debe presentar la solicitud al COES, indicando lo siguiente:

• Identificación del Gran Usuario. • La permanencia de su oferta, la cual deberá ser compatible con

los períodos previstos en el Mercado de Potencia Firme • La potencia (MW) que ofrece interrumpir a requerimiento del

COES y la confirmación del plazo de 3 horas comprometido para su convocatoria. Esta potencia será la máxima que el COES podrá requerir retirar del Mercado Spot dentro del compromiso de interrumpibilidad.

• La potencia que ofrece como interrumpible no podrá superar al 50% de la máxima demanda del GUI y no podrá ser inferior a 1 MW.

• El modo en que implementará la interrumpibilidad ofertada y el medio a través del cual el COES podrá verificar su cumplimiento con la exactitud y/o precisión necesaria para la operatoria de la interrumpibilidad ofrecida (a satisfacción del COES).

• Los medios de comunicación que se ponen a disposición del COES correspondiente para las comunicaciones de convocatoria y/o reconexión de la carga interrumpible.


La potencia ofertada es el compromiso que asume el GUI de implementar en el tiempo máximo comprometido luego de serle requerido por el COES el retiro de demanda en la cantidad ofertada. El COES podrá requerir el retiro de esta demanda en el pre despacho o durante la operación con hasta una anticipación mínima de 3 horas.

El COES debe rechazar la oferta en caso que se cumpla al menos una de las siguientes condiciones.

• La potencia ofertada retirar en cada uno de los plazos, represente menos que el valor mínimo (1 MW) de la interrumpibilidad a aportar.

• La interrumpibilidad se oferte por menos del plazo correspondiente al de prestación en el Mercado de PF.

• Debido a las condiciones indicadas por el GUI, el COES no puede verificar el cumplimiento de la interrumpibilidad ofertada.

• El Gran Usuario ha sido habilitado previamente como GUI y, al serle requerido el retiro comprometido de demanda, registró incumplimientos en el compromiso establecido, ya sea en la cantidad de potencia retirada y/o en el tiempo transcurrido para llevar a cabo dicha interrupción, que llevaron a su inhabilitación como GUI por un plazo que aún no ha finalizado al momento de la nueva habilitación solicitada.

13.5. IMPLEMENTACION EN EL DESPACHO Y LA OPERACION.

La implementación operativa de los servicios de reserva que provee el Gran Usuario Interrumpible es la siguiente:

• El GUI ha sido seleccionado en una de las subastas del Mercado de PF para aportar interrumpibilidad,

• Diariamente el GUI informa al COES su demanda horaria prevista. El COES descontará la potencia ofertada (MW) como interrumpible y la separará como una demanda a abastecer condicional a que exista el excedente necesario.

• En el despacho o redespacho, de utilizarse su interrumpibilidad, el COES deberá informar al GUI indicando la cantidad de demanda a reducir.

El COES deberá verificar que la demanda informada corresponde con la realmente retirada del SEIN. En caso que el retiro real sea inferior al informado, con una tolerancia del 5%, el COES informará a OSINERGMIN, quién podrá imponer una multa proporcional a la diferencia entre el retiro informado y el realmente realizado.


13.6. CRITERIOS DE INTERRUMPIBILIDAD

Las condiciones generales con respecto al tratamiento de las demandas interrumpibles establecen que:

El GUI que oferta parte de su demanda como reserva a ser retirada del Mercado de Corto Plazo ante casos de emergencias en la operación o déficit en la oferta y/o capacidad de transporte, se compromete -frente a una solicitud del COES de reducir su demanda con la correspondiente justificación- a realizarla hasta su potencia ofertada dentro de su tiempo comprometido.

• Ante emergencias en el SEIN que requieran realizar en una más áreas reducciones operativas de la demanda, el COES deberá solicitar en primer lugar la reducción comprometida de los GUI del área siempre que ello sea operativamente posible. El GUI podrá rehusarse al pedido en la medida que el preaviso sea con un tiempo inferior al previsto en esta regulación, que es de 3 horas.

La interrumpibilidad es considerada como una reserva de potencia y será requerida aplicando los siguientes criterios generales:

1. El recurso de interrumpibilidad sólo puede ser convocado por el COES.

2. Cuando por situaciones de emergencia o programadas, se establezca una situación de déficit de oferta en el SEIN, tanto para el sistema en su conjunto o por formación de una área eléctricamente aislada por falla o mantenimiento del sistema de transporte, se solicitará la interrumpibilidad cuando, con la generación disponible no sea factible mantener la reserva requerida de acuerdo.

3. En casos de emergencias, quedará a criterio del COES, en virtud de la previsión que realice respecto a la magnitud del déficit, duración prevista del mismo, y la configuración del SEIN según la falla, la conveniencia práctica de aplicar el procedimiento de requerimiento de interrumpibilidad.

4. Áreas importadoras, con restricciones debido a que se alcanzó un límite del sistema de transporte establecido como previsión para evitar el colapso total ante la pérdida del vínculo: se requerirá la interrumpibilidad una vez que se haya despachado toda la generación disponible en el área, siempre que con ello se logre respetar el límite para evitar el colapso.

5. Áreas importadoras, con restricciones debido a que se alcanzó un límite físico de un equipo y/o instalación del sistema de transporte, se utilizará en primera instancia la sobrecarga admisible del mismo, la cual se recupera despachando la generación del área hasta agotarla y se requerirá la interrumpibilidad como recurso previo a la reducción de demanda.


La reserva operativa para el área queda constituida por el nivel de sobrecarga recuperado.

6. En lo referente a restricciones en equipos y componentes de las redes de Distribución, no se convocará la interrumpibilidad.

Cuando se verifiquen las situaciones mencionadas, el COES iniciará el proceso de comunicación para solicitar, a los GUI que corresponda, la interrumpibilidad comprometida según lo establecido en el presente Procedimiento.

13.7. COMUNICACIONES OPERATIVAS

Se deberán establecer mecanismos de comunicación que reduzcan los tiempos muertos de la misma y permitan auditar los tiempos y formas en que se ordenó y ejecutó la interrupción y reposición del servicio. Al respecto los GUI deberán disponer como mínimo, en oportunidad de ser reconocidos como GUI, de sistemas de comunicación que permitan recibir las instrucciones del COES en tiempo real

13.8. METODOLOGIA PARA SOLICITUD DE INTERRUMPIBILIDAD

El COES comunicará la orden de interrupción a los GUI conectados a través del sistema de comunicación habilitado en oportunidad de su reconocimiento como GUI a fin de que los mismos procedan a desconectar la porción de demanda comprometida.

13.9. METODOLOGIA PARA SOLICITUD DE REPOSICIÓN

El COES evaluará la evolución del Sistema y, una vez que las condiciones de la operación lo permitan, ordenará la reposición de la potencia interrumpida.

13.10. RESPONSABILIDADES

El COES, la Transportista y los Distribuidores cuando corresponda, serán responsables de transmitir las solicitudes del COES en forma inmediata.

Los GUI Serán responsables de tener permanentemente habilitados los recursos tecnológicos y de comunicaciones para llevar adelante las instrucciones del COES. Con el mismo objetivo, dispondrán permanentemente de recursos humanos adecuadamente capacitados y con la jerarquía necesaria como para cumplir adecuadamente con las instrucciones que se les impartan.

13.11. 5.3. POTENCIA INTERRUMPIDA POR GUI

Una vez convocada la interrumpibilidad y dentro de los plazos fijados en la regulación, el GUI reducirá su demanda en el valor comprometido, con una tolerancia del 5%.


Este compromiso se mantiene vigente mientras dure la solicitud de interrumpibilidad.

13.12. 5.4. CONTROL DE CUMPLIMIENTO:

En cada ocasión, el COES podrá controlar que la totalidad de los usuarios a los que se les requirió interrumpibilidad hayan cumplido con el compromiso asumido.

Para ello realizará, luego de la operación, un seguimiento de la curva de carga real de los GUI cuya interrumpibilidad se requirió y la contrastará, con su compromiso, contra la mejor información disponible.

En caso de detectarse un incumplimiento, el mismo será informado y se considerará que el GUI no ha realizado la disminución de demanda solicitada, correspondiendo aplicar el tratamiento previsto en el XX.

13.13. INFORMES

El COES llevará un registro del cumplimiento de la instrucción impartida y del tiempo de respuesta de cada uno de los GUI cuya interrumpibilidad se convocó.

Luego de ocurrido cada evento que conlleve la convocatoria de Interrumpibilidad, COES elaborará un informe de cumplimiento. Con los datos obtenidos, el COES evaluará los eventuales incumplimientos y actualizará el listado de GUI, comunicando las novedades a los GUI que perdieron su condición de tales.

14. ANEXO 6 - PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC PARA CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES GENERADORAS

14.1. OBJETIVO

El cálculo de la potencia firme de las unidades generadoras.

14.2. BASE LEGAL

2.1. Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 41° inciso d))


2.2. Decreto Supremo N° 009-93-EM.- Reglamento de l a Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 103°, 110° y 112°)

2.3. Decreto Supremo N° 037-2006-EM- Reglamento de Cogeneración (Artículos 4° y 8°)

14.3. PERIODICIDAD

Anual


De los integrantes

• Presentar el estudio hidrológico de su sistema hídrico. • Presentar y mantener actualizada la información técnica de las

centrales de su propiedad.

De la División de Estudios (DES)

Verificar la información utilizada y los cálculos realizados por los Integrantes.

Calcular la Potencia Firme.

14.5. APROBACIÓN

La DOCOES es responsable del cálculo de la Potencia Firme.

14.6. DEFINICIONES

Las definiciones utilizadas en el presente Procedimiento están precisadas en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos COES-SEIN”.

14.7. DATOS

1. Unidades Térmicas

Potencia efectiva de las unidades (según PR-N° 17). Factores de Indisponibilidad fortuita mensual de las unidades

(según PR-N° Días por año de mantenimiento Contratos de provisión de combustible, y cuando corresponde, de

transporte de gas natural.

2. Centrales Hidráulicas

Potencia efectiva de las centrales (según PR-N° 1 8). Factor de presencia de las unidades hidráulicas (FP) (según el PR-

N° 25).


Caudal(es) máximo(s) turbinable(s) de la central(es). Curva del coeficiente de conversión agua-energía (m3/s/MWH) en

función del salto Nivel de restitución Mantenimientos programados de las unidades y elementos

hidráulicos conexos para el año cálculo. Curvas altura-volumen-área de los embalses Serie histórica de caudales naturales mensuales. Restricción de mínimo caudal, es decir los requerimientos de agua

por razones ecológicas y/o para riego y/o agua potable antes y después de la central.

Capacidades de túneles y canales.

14.8. ESTUDIO HIDROLÓGICO Y BATIMETRÍA EN LOS EMBALSES

1. Estudio hidrológico

Los alcances están descritos en el Procedimiento Técnico COES “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”.

2. Batimetría de los Embalses

Los alcances están descritos en el Procedimiento Técnico COES “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”.

3. De la Simulación de Embalses

Para efectos de la simulación de la operación de las centrales hidroeléctricas se incluirá lo siguiente:

La evaporación efectiva, calculados de acuerdo al área de los embalses considerando la evaporación potencial. La DOCOES establecerá el porcentaje de evaporación anual del volumen útil de los embalses que se considerará despreciable, tomando en cuenta el estudio hidrológico debidamente sustentado.

Caudales de infiltración, en caso que la infiltración sea importante, la DOCOES evaluará y determinará su inclusión, para lo cual tomará en cuenta el estudio hidrológico presentado que debe sustentar y recomendar la metodología a aplicarse para determinar el caudal de infiltración de los embalses.

14.9. PROCEDIMIENTO

14.9.1. POTENCIA FIRME (PFT) DE UNA UNIDAD TÉRMICA T


∗ 1 1 ∗ ∗

Donde:

PeftT: Potencia Efectiva en bornes de la unidad (descontados los consumos internos).

FIF: Factor de Indisponibilidad Fortuita mensual de la unidad.

HAMT: horas anuales de mantenimiento de la unidad T

FSM: factor de simultaneidad del mantenimiento, a ser calculado por el COES, que mide la potencia que estará indisponible por mantenimiento en las horas de mayor requerimiento del parque térmico). Hasta tanto se defina el procedimiento para el cálculo de este valor, será considerado igual a cero.

ICO: factor que es uno si la central tiene suministro firme de combustible y cero si no lo tiene

Para el caso de centrales con contratos de transporte de gas que no aseguren la operación a plena potencia durante todos los días en que esta forma de producción pueda ser requerida, se incluirá la central en el proceso de simulación con los siguientes datos:

Potencia máxima despachable: PeftT

Energía disponible: la que se puede producir con el transporte asegurado de gas natural.

14.9.2. POTENCIA FIRME (CC PF) DE UNA UNIDAD DE CENTRAL DE COGENERACIÓN CALIFICADA

La potencia firme de una unidad de una Central de Cogeneración Calificada (PFcc), será el promedio ponderado por tiempo de la operación de la unidad para las condiciones de operación con producción asociada de calor útil y sin producción asociada de calor útil.

∗ ∗

Donde:


PMEcc: Potencia Media de cogeneración Ejecutada, calculada como el promedio de las potencias medias en bornes de la unidad cada 15 minutos durante el mes en evaluación cuando la Central de Cogeneración opera con producción asociada de calor útil. Este valor no podrá exceder la máxima capacidad de cogeneración de la unidad. Deberán descontarse los consumos internos si estos se extraen más allá de los bornes de la unidad.

PFcc: Potencia Firme cuando la unidad no produce calor útil, calculada con la fórmula de la sección 14.9.1

Tcc: Período del mes en que la unidad operó como Central de Cogeneración con producción asociada de calor útil.

Tg: Período del mes en que la unidad operó como Central de Cogeneración sin producción asociada de calor útil. (Tg = T - Tcc)

T: Período total del mes.

14.9.3. POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS (PFH)

Energía y Potencia garantizada por las centrales hidráulicas en el periodo de evaluación

La metodología que se describe a continuación se utiliza para todas las centrales Hidroeléctricas (CH), con independencia de su capacidad de regulación:

Mediante simulaciones con el modelo SDDP de un año con hidrología con probabilidad de excedencia del 95% se define la energía producible cada semana por cada CH. Las simulaciones tendrán como objetivo minimizar el máximo requerimiento térmico durante el período simulado24;

Se define la energía garantida (EG) de cada CH como su producción en la semana que resulte con mayor requerimiento térmico25;

Se simula el despacho de todas las CH con su EG sobre una curva de demanda horaria que se corresponda con la semana de mayor

24 Es posible realizar este procedimiento con el programa SDDP si se definen los costos variables de las centrales térmicas en forma adecuada.

25 Es decir la semana en la cual la diferencia entre la máxima demanda y la producción hidroeléctrica sea máxima


requerimiento térmico (esto es 168 horas). La potencia total despachada será la potencia firme conjunta de las CH (PFCH)26;

Luego se simula el mismo despacho sacando cada vez una CH (CHi). La potencia despachada sin la CHi será denominada PFSHi.

Se calcula la PF de la CH “i” con la fórmula:

∑

Esta fórmula cumple que la suma de las PFi de todas las CH es igual a la potencia firme conjunta PFCH.

Para las simulaciones con el modelo SDDP, se tendrá en cuenta lo siguiente:

a. Para la probabilidad de excedencia dada y serie hidrológica iniciada en 1965, se determinan para cada mes los caudales naturales afluentes al reservorio estacional y los caudales naturales de aporte intermedio.

b. Para efectos de simulación se asume que al inicio del año considerado, el volumen de todos los reservorios se encuentran en el nivel más probable de los últimos 10 años, obtenido a partir de un promedio aritmético de los volúmenes alcanzados a las 00:00 horas de cada 1 de enero de este período.

c. Los caudales mensuales naturales afluentes definidos en a); su secuencia estricta; y, los volúmenes embalsados acumulados máximos y mínimos posibles resultantes, a través de los 12 meses del año considerado.

d. Los volúmenes de evaporación e infiltración de los reservorios. e. Los volúmenes caudales destinados al servicio de caudal

ecológico, agua potable y/o riego. f. El valor inicial del reservorio estacional a las 00:00 horas del 01

de enero del año considerado, definido en b). El valor final del reservorio estacional a las 24:00 horas del 31 de diciembre será igual al volumen mínimo almacenado al final del mes de diciembre de los últimos 10 años.

g. En el caso de nuevas CH, se calculará el volumen inicial como el 50% de su capacidad útil y como volumen final la capacidad mínima del embalse. Conforme se disponga de información histórica, ésta se utilizará para el cálculo del volumen inicial y final del embalse de acuerdo a lo señalado en el párrafo anterior.

26 Se debe tener en cuenta en el despacho la energía que no puede ser despachada en horas de punta por requerimientos de caudales mínimos a erogar.


h. La capacidad máxima de túneles, canales, compuertas, etc. i. Los mantenimientos programados de las unidades y/o de la(s)

central(es). j. En el caso de reservorios y cuencas aprovechados por dos o más

centrales, los volúmenes descargados tomarán en cuenta la correlación física y la optimización común del aprovechamiento de los embalses y cuencas en beneficio del sistema.

k. En caso de varios reservorios asociados a una central, los mismos serán considerados en forma individual en el modelo SDDP, como una central con potencia instalada igual a cero.

l. La potencia efectiva de la central (Pefh).

- La energía máxima generable (EMGi) en el mes i es la calculada por el modelo SDDP en base a la información técnica de la central.

14.10. POTENCIA FIRME PARA GENERACIÓN RER

La Potencia Firme de Centrales RER hidroeléctricas se calcula según lo previsto en el numeral 14.9.3 del presente procedimiento.

La Potencia Firme de Centrales RER biomasa o Centrales RER geotérmica se calcula según lo establecido en la sección 14.9.1, o según la sección 14.9.2 si es una central de cogeneración.

La Potencia Firme de Centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o mareomotriz es igual a cero.

14.11. PLAZOS Y FORMAS DE ENTREGA DE LA INFORMACIÓN

14.11.1. PLAZOS

a. Estudio Hidrológico: El plazo de entrega se encuentra establecido en el Procedimiento Técnico del COES “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”.

a. Potencia Garantizada: Los cálculos correspondientes serán presentados por el DOCOES hasta el 30 de setiembre de cada año. OSINERGMIN los aprobará o efectuará las observaciones a que hubiere lugar a más tardar el 20 de octubre, teniendo el DOCOES un plazo máximo hasta el 31 de octubre para absolver las observaciones. La información hidrológica utilizada corresponderá al periodo comprendido entre los años 1965 y el año anterior a la presentación del cálculo. Las PF aprobadas serán vigentes a partir del cálculo de potencia firme del mes de octubre del mismo año.

b. Incumplimiento de entrega del Estudio Hidrológico: Garantizada: Si alguna empresa incumpliera con la entrega del estudio


hidrológico en el plazo señalado, la DOCOES adoptará como PF el 85% de la PF calculada para esta central en el último año.

c. Ensayos de Potencia Efectiva: Cuando se efectúe un ensayo de potencia efectiva de una central hidroeléctrica de un Integrante, éste deberá presentar a la DOCOES los resultados en un plazo máximo de 15 días calendario a partir de la fecha de aprobación de la nueva potencia efectiva. Hasta tanto el DOCOES realice un nuevo cálculo de la PF de la unidad, la misma será ajustada en forma proporcional al cambio.

d. Las observaciones y absolución de las mismas, así como la aprobación correspondiente se efectuarán dentro de los siete días calendarios siguientes. El DOCOES indicará el inició de la vigencia de estos valores.

e. Inclusión de Nuevas Instalaciones y/o retiros de grupos en una Central Hidroeléctrica: en el caso se implemente nuevas instalaciones y/o retiro de grupos y/o se incremente la capacidad de las obras existentes en una central hidroeléctrica, éste deberá solicitar a la DOCOES los correspondientes cálculos de la PF, para lo cual proveerá la información sustentatoria. La fecha de aprobación de esta nueva PF, por parte de la DOCOES, indicará el inició de la vigencia de estos valores.

14.12. FORMAS DE ENTREGA

- Estudio Hidrológico:

La forma de entrega se encuentra establecida en el Procedimiento Técnico del COES “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”.

- Potencia Garantizada:

Los archivos del cálculo de las PF, incluyendo todos los datos utilizados y cálculos realizados que sustentan la PF obtenida serán informadas por el DOCOES en la página WEB, y serán enviadas a los interesados vía correo electrónico.


15. ANEXO 7 PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SINAC PARA CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA FIRME DEL SISTEMA

15.1. OBJETIVO

El cálculo de la potencia firme de las unidades generadoras.

15.2. BASE LEGAL

2.1. Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 41° inciso d))

2.2. Decreto Supremo N° 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 103°, 110° y 112°)

2.3. Decreto Supremo N° 037-2006-EM- Reglamento de Cogeneración (Artículos 4° y 8°)

15.3. PERIODICIDAD

Anual


El Ministerio de Energía y Minas (MEM) define el objetivo de confiabilidad, como el número de días medios de no abastecimiento cada x años.

De los agentes

• Presentar el estudio hidrológico de su sistema hídrico. • Presentar y mantener actualizada la información técnica de las

centrales de su propiedad.

De la División de Estudios (DES)

Verificar la información utilizada y los cálculos realizados por los Integrantes.

Calcular el Margen de Reserva.

15.5. APROBACIÓN

La DOCOES es responsable del cálculo de Margen de Reserva, y el MEM de la aprobación del cálculo.


15.6. DEFINICIONES

Las definiciones utilizadas en el presente Procedimiento están precisadas en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos COES-SEIN”.

15.7. DATOS

1. Unidades Térmicas

Potencia efectiva de las unidades (según PR-N° 17). Factores de Indisponibilidad fortuita mensual de las unidades

(según PR-N° Días por año de mantenimiento

2. Centrales Hidráulicas

Potencia efectiva de las centrales (según PR-N° 1 8). Días de mantenimiento por año. Caudal(es) máximo(s) turbinable(s) de la central(es). Curva del coeficiente de conversión agua-energía (m3/s/MWH) en

función del salto Nivel de restitución Mantenimientos programados de las unidades y elementos

hidráulicos conexos para el año cálculo. Curvas altura-volumen-área de los embalses Serie histórica de caudales naturales mensuales. Restricción de mínimo caudal, es decir los requerimientos de agua

por razones ecológicas y/o para riego y/o agua potable antes y después de la central.

Capacidades de túneles y canales.

3. Centrales RER Intermitentes (eólica, solar, mareomotriz)

Potencia instalada Registros horarios históricos y proyectados de producción En caso de centrales eólicas los parámetros de la función de

distribución Weibull a nivel mensual Factores de Indisponibilidad fortuita mensual de las unidades Días por año de mantenimiento

15.8. ESTUDIO HIDROLÓGICO Y BATIMETRÍA EN LOS EMBALSES

1. Estudio hidrológico

Los alcances están descritos en el Procedimiento Técnico COES


“Información Hidrológica para la Operación del SEIN”.

2. Batimetría de los Embalses

Los alcances están descritos en el Procedimiento Técnico COES

“Información Hidrológica para la Operación del SEIN”.

3. De la Simulación de Embalses

Para efectos de la simulación de la operación de las centrales hidroeléctricas se incluirá lo siguiente:

La evaporación efectiva, calculados de acuerdo al área de los embalses considerando la evaporación potencial. La DOCOES establecerá el porcentaje de evaporación anual del volumen útil de los embalses que se considerará despreciable, tomando en cuenta el estudio hidrológico debidamente sustentado.

Caudales de infiltración, en caso que la infiltración sea importante, la DOCOES evaluará y determinará su inclusión, para lo cual tomará en cuenta el estudio hidrológico presentado que debe sustentar y recomendar la metodología a aplicarse para determinar el caudal de infiltración de los embalses.

15.9. PROYECCIONES DE DEMANDA

Todos los Distribuidores y Usuarios Libres presentarán al COES sus proyecciones de demanda para los próximos cuatro años y medio cada 30 de junio.

Estas proyecciones consistirán de las curvas de demanda previstas para una semana típica de cada mes.

El COES revisará las proyecciones y podrá observas las mismas en un plazo de 15 días. Los agentes observados tendrán un plazo de 15 días para efectuar las correcciones necesarias. En caso que no consideren procedentes las observaciones del COES, podrán mantener sus propias proyecciones, pero en ese caso serán responsables de no haber cubierto su demanda máxima con PF y deberán pagar las penalidades que se establezcan.

En base las proyecciones individuales el COES elaborará las curvas de demanda semanal a ser usadas en las simulaciones del funcionamiento del SEIN con el modelo SDDP que se detallan en la sección siguiente.


15.10. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA

1. COES prepara el plan de mantenimiento de la generación en base a los requerimientos de cada una de las unidades generadoras.

2. Con todas las series hidrológicas disponibles y para el año para el que se calcula el margen de reserva (MR) se simula la operación del SEIN, con el objetivo de minimizar la máxima generación térmica. Esta simulación se realiza con el modelo SDDP para optimizar el uso de los embalses a largo plazo

3. Luego, con los valores de energía semanales obtenidos con el modelo SDDP se usa el modelo NCP para obtener el despacho horario óptimo de las centrales hidroeléctricas.

4. Para cada semana del año simulado se construyen los histogramas y las curvas de probabilidad acumulada de máximo requerimiento térmico en cada hidrología. Para ello se dispone de un valor por cada año de registros hidrológicos. Estas curvas representan la demanda a ser abastecida por la potencia térmica y renovable intermitente.

5. Se construye la curva de probabilidad acumulada de disponibilidad de potencia térmica y

6. Se construye la curva de probabilidad acumulada de disponibilidad de potencia renovable intermitente.

7. Se realiza la convolución de la curva de probabilidad acumulada de disponibilidad de potencia térmica y renovable.

8. Se realiza la convolución de la curva resultante del paso anterior con menos la curva de demanda térmica e intermitente obtenida en el paso 4 anterior. Cada una de las curvas (una por semana) así obtenidas representa la probabilidad acumulada de abastecer la demanda en esa semana.

9. La curva así se obtenida representa la probabilidad de déficit/superávit de potencia necesaria para atender la demanda.

10.Se calcula la probabilidad objetivo de abastecer la demanda (PROBO) como:

1∗ 365

Donde xx es el nivel de confiabilidad (un día de insatisfacción de la demanda cada xx años) establecido por el MEM, en base a los estudios que realiza el COES para determinar el Margen de Reserva, que se describe en el respectivo Procedimiento

11.Entrando a la curva que representa la probabilidad de déficit/superávit de potencia necesaria para atender la demanda con el objetivo de confiabilidad PROBO, se calcula la reserva necesaria (en caso de déficit) para alcanzar dicho nivel de


confiabilidad (RR). En principio el máximo valor de reserva así obtenido es el que se debe establecer como objetivo.

12.Se verifica si puede reducirse este valor ajustando el plan de mantenimiento. En caso que así se considere se repiten los pasos 1 a 11.

13.El margen de reserva, obtenido como potencia disponible se convierte en el requerimiento de total PF. Para ello se calcula el factor de Potencia Firme (FPF) como:

∑∑

14.El Margen de Reserva (MR) en términos de potencia firme se calcula como:

15.El COES calculará el factor de Simultaneidad del Mantenimiento (FSM) como:

∑

52 Donde

MWMTi: Potencia (MW) media en mantenimiento en la semana i k: índice de la semana del año con mayor requerimiento térmico.

15.11. APROBACIÓN

El COES someterá a aprobación del MEM los cálculos y el valor final de MR los 31 de agosto de cada año. Una vez aprobado, el COES calculará los requerimientos de PF para las subastas del Mercado de PF, tal como se especifica en el Reglamento de Mercado de Potencia Firme.

16. ANEXO 8 - BASES PARA LAS SUBASTAS DE POTENCIA FIRME

1 ASPECTOS GENERALES

1.1 Objeto de la Subasta

El Comité de Operación Económica del Sistema, en adelante COES, para este objeto con domicilio en ___________, Lima, Perú, ha convocado a Subasta para el suministro de Potencia Firme a los Usuarios que no cumple con su obligación de respaldar su demanda con Potencia Firme a


través de contratos bilaterales, por el Plazo de Provisión, de acuerdo a las normas y procedimientos especificados en las presentes Bases, en el marco de lo dispuesto en el Reglamento del Mercado de Potencia Firme.

La asignación de PF Requerida ha sido determinada por COES y aprobada por OSINERGMIN (MW) pero será pública una vez que se hayan recibido todas las ofertas, y ha de ser cubierta con PF de los generadores no comprometida en contratos.

La Fecha en la cual se realizará la provisión de PF es desde el 1 de enero de (N+4) hasta el 31 de diciembre de (N+4).

Las Bases, y las Leyes Aplicables tal como éstas son definidas más adelante, regirán la Subasta y el Contrato. Se presumirá, sin admitirse prueba en contrario, que toda Persona que, de manera directa o indirecta participe en la Subasta, conoce las Leyes Aplicables y los usos y costumbres del mercado peruano. No son de aplicación a la Subasta ni al Contrato, las normas de la Ley de Adquisiciones del Estado ni su reglamento.

Las Bases no tienen costo y pueden ser obtenidas por los interesados en la Página WEB de COES COES.ORG.PE.

1.2 Definiciones

Para todos los efectos de este Proceso de Subasta, se entenderá que los siguientes términos tienen los significados que a continuación se indican:

1.2.1 Banco Garante: cualquier banco incluido en el Anexo de estas Bases

1.2.2 Adjudicación de la Buena Pro: Es el acto por el cual COES elige los Adjudicatarios y las Tarifas de Adjudicación.

1.2.3 Adjudicatario: Son todos los Postores a quien se le adjudica la Buena Pro. La Subasta puede tener uno o más Adjudicatarios.

1.2.4 Autoridad Gubernamental: Es cualquier autoridad judicial, legislativa, política o administrativa del Perú, facultada conforme a las Leyes Aplicables, para emitir o interpretar normas o decisiones, generales o particulares, con efectos obligatorios para quienes se encuentren sometidos a sus alcances. Cualquier mención a una Autoridad Gubernamental específica deberá entenderse efectuada a ésta o a quien la suceda o a quien ésta designe para realizar los actos a que se refiere el Contrato o las Leyes Aplicables.


1.2.5 Barra: Es el punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica por parte de los Agentes operando en el SEIN.

1.2.6 Barra de Conexión: Es la Barra seleccionada por el Adjudicatario para donde se conecta al Sistema para inyectar o retirar su energía.

1.2.8 Bases: Es este documento que ha sido aprobado por OSINERGMIN para la conducción por parte de COES del presente proceso de Subasta incluidos Anexos y las Circulares que emita el COES, y que fija los términos y condiciones bajo los cuales se desarrollará la Subasta.

1.2.9 Bases Consolidadas: Es la versión final de las Bases aprobadas por el COES como resultado de la etapa de análisis de sugerencias y consultas a las Bases, que serán publicadas en el Data Room de acuerdo con el Cronograma.

1.2.10 Tarifa de Adjudicación: Es la remuneración unitaria (USD/MWh-año) resultante de la subasta que recibirán los Adjudicatarios por cada MW de PF puesta a disposición del sistema.

1.2.11 Circulares: Son las comunicaciones escritas emitidas por el COES, con el fin de aclarar, interpretar o modificar las Bases, o absolver consultas formuladas por los Participantes, o los Postores.

1.2.12 COES: Es el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, que es el encargado de la conducción del proceso de Subasta hasta la Fecha de Cierre conforme al Cronograma del proceso establecido en las Bases.

1.2.13 Contrato: Es el Contrato entre cada Adjudicatario y cada Cliente Inicial, por el cual el primero se compromete a poner a disposición del SEIN una cierta cantidad de PF, la cual será contabilizada para el cumplimiento de la obligación de cobertura con PF de la demanda del Cliente Inicial

1.2.14 Cronograma: Es la secuencia temporal de actividades que se desarrollarán durante la Subasta.

1.2.15 Data Room: Es la Instalación virtual a través de la cual COES proporcionará la información necesaria para el Proceso de Subasta, en el presente caso, sitio Web www XXXX.pe. Se mantendrá disponible desde la Convocatoria a la Subasta hasta la Adjudicación de la Buena Pro.

1.2.16 Días: Las referencias a "Días" se entienden efectuadas a los días que no sean sábado, domingo o feriado no laborable en la ciudad de Lima, salvo disposición expresa en sentido contrario contenida en el Contrato. También serán considerados feriados no laborables, los días


en que los bancos en la ciudad de Lima no se encuentren obligados a atender al público por disposición de la Autoridad Gubernamental. Todas las referencias horarias se deberán entender efectuadas a la hora del Perú.

1.2.17 Dólar o US$ o USD: Es la moneda o el signo monetario de curso legal en los Estados Unidos de Norteamérica.

1.2.20 PF Adjudicada: Es la cantidad de PF de un generador estipulada en el Contrato que cada Adjudicatario se obliga a poner a disposición del sistema, la cual debe corresponder a una central generadora o una demanda propiedad del Adjudicatario, hasta la Fecha de Término del respectivo contrato.

1.2.21 Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador: Es la Energía que el generador Adjudicatario no puede inyectar al SEIN por disposiciones del COES y/o por condiciones de operación del sistema eléctrico y/o instalaciones de terceros y/o por causas de Fuerza Mayor

1.2.22 Fecha de Cierre: Es el día establecido en las Bases para la firma del Contrato y conclusión del proceso de Subasta.

1.2.23 Fecha de Término del Contrato: Es el 31 de diciembre de (N+4), fecha no modificable por ninguna causa, hasta la cual se le garantiza al Adjudicatario la Tarifa de Adjudicación.

1.2.24 Garantía de Fiel Cumplimiento: Es la Carta Fianza emitida por una Entidad Bancaria a adjudicatario, solidaria, incondicional, irrevocable, de realización automática, sin beneficio de excusión, otorgada a favor de las Partes del Contrato entre el Proveedor de PF y el Obligado, que garantiza el cumplimiento de la disponibilidad de PF

1.2.25 Garantía de Seriedad de Oferta: Es la Carta Fianza emitida por una Empresa Bancaria, solidaria, incondicional, irrevocable, de realización automática, sin beneficio de excusión, otorgada a favor de COES, con vigencia hasta la Fecha de Cierre. Garantiza el cumplimiento de las obligaciones que asume el Adjudicatario hasta la firma del Contrato.

1.2.26 LCE: Es el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.

1.2.27 Leyes Aplicables: Son todas las normas jurídicas y precedentes vinculantes, que conforman el Derecho Interno del Perú, y que de tanto en tanto pueden ser modificadas o complementadas por las Autoridades Gubernamentales.

1.2.28 Ministerio o MEM: Es el Ministerio de Energía y Minas.


1.2.29 Oferta: Es la Propuesta que formula un Postor. Está compuesta, por la PF ofertada para el año en que esta debe estar disponible, expresada en MW y el precio correspondiente, expresado en US$/MW-año, referido a la Barra de Oferta. Indicará también la aceptación o no de una asignación parcial en la Subasta. En caso de nueva generación que está en proceso de construcción o se prevé estará disponible a la fecha en la que se debe asegurar su disponibilidad, la Oferta podrá indicar el deseo que la adjudicación sea por un período de cinco/diez años.

1.2.30 OSINERGMIN: Es el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, competente, conforme a las Leyes Aplicables, para fiscalizar el cumplimiento del Contrato.

1.2.31 Participante: Es la persona o empresa que sea un Agente Generador o GUI reconocido del SEIN y que haya registrado en la Página WEB de COES para participar en la subasta.

1.2.32 Persona: Es cualquier persona jurídica, nacional o extranjera, que puede realizar actos jurídicos y asumir obligaciones en el Perú. EN este caso sólo pueden participar Generadores y GUI

1.2.33 Postor: Es el Participante que cumple con los requisitos de las Bases y en consecuencia puede presentar una oferta.

1.2.34 Precio Máximo de Adjudicación o Precio Máximo: Es la Tarifa máxima a la que puede adjudicarse la provisión de PF, y que, para efectos de la Subasta, es calculada por OSINERGMIN en US$/MW-año, en la Barra de Oferta.

1.2.35 Reglamento: Es el Reglamento de la Ley, aprobado por D.S. N° 012-2011- EM.

1.2.36 RLCE: Es el Reglamento de la LCE, aprobado por D.S. N° 009-93-EM.

1.2.37 RMPF: es el reglamento de Mercado de PF.

1.2.38 SEIN: Es el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

1.2.39 Subasta: Es el proceso de concurso público convocado por COES con la finalidad de asignar la Tarifa de Adjudicación a cada Postor hasta cubrir la PF Requerida. Concluye en la Fecha de Cierre.

1.2.40 Tarifa de Adjudicación: Es la oferta de precio de cada Adjudicatario seleccionado en US$/MW-año. Esta tarifa se le garantiza a cada Adjudicatario por la disponibilidad de PF hasta el límite de su PF


Adjudicada. Cada Tarifa de Adjudicación tiene carácter de firme y es aplicada únicamente durante el Plazo de Vigencia.

1.2.41 Cliente Inicial: Un Distribuidor o Usuario Libre que no haya cumplido con su obligación de cubrir su demanda máxima más el margen de reserva requerido con contratos con generadores que suministren PF.

1.2.42 Participante Inversor: es un Participante que prevé instalar nueva capacidad para ponerla en servicio entre la fecha de la Subasta y antes del comienzo del Período de Provisión. Para ser considerado Participante deberá presentar información adicional en el momento de solicitar ser considerado participante. Los Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga una validez de hasta cinco años.

1.2.43 Período de Provisión: es el año (N+4) completo en el cual la PF adjudicada deber estar disponible para ser despachada o interrumpida por COES.

1.2.44 Potencia Disponible Asociada a la PF: es la Potencia Disponible de una unidad para la cual se calculó la PF. En caso en que se ofrezca en una Subasta una fracción de la PF, la Potencia Disponible Asociada a dicha PF se reducirá proporcionalmente.

1.2.45 Tarifa Media de Adjudicación: es la suma de las Tarifas de Adjudicación de cada Adjudicatario multiplicadas por la respectiva PF adjudicada, y dividida por las suma de las PF adjudicadas. Este es el precio al que se realizan los contratos.

Toda referencia efectuada en este documento a "Numeral", "Punto", "Inciso", y "Anexo", se deberá entender efectuada a numerales, puntos, incisos y anexos de estas Bases, respectivamente, salvo indicación expresa en sentido contrario.

Las expresiones en singular comprenden, en su caso, al plural y viceversa. Los términos que figuren en mayúsculas en las presentes Bases y que no se encuentren expresamente definidos en éstas, corresponden a las definiciones comprendidas en las Leyes Aplicables, o a términos que son corrientemente utilizados en mayúsculas.

1.3 Facultades del COES

1.3.1 El COES está facultado para realizar todas las acciones que estime necesarias para llevar a cabo el proceso de Subasta hasta la Fecha de Cierre.

1.3.2 El COES puede modificar los plazos señalados en estas Bases o el Cronograma, suspender y cancelar la Subasta, hasta antes de la


Adjudicación de la Buena Pro. El Comité no incurrirá en responsabilidad alguna como consecuencia de estas decisiones.

En caso de cancelación que se realiza después de la entrega del Sobre de Oferta, se devolverá todos los documentos presentados, incluida la Garantía de Seriedad de Oferta. No podrá reclamarse compensaciones o indemnizaciones por ningún concepto.

1.3.3 Si el COES, en cualquier momento, considera necesario podrá aclarar o perfeccionar la redacción de las Bases para su mejor interpretación lo hará mediante Circulares y serán parte integrante de las Bases. Sin perjuicio de lo anterior, las Circulares estarán disponibles en el Data Room (www.coes.pe).

1.3.4 La adquisición de la calidad de Participante implica la aceptación de lo dispuesto en las Bases, sin limitación ni restricción alguna, así como su renuncia irrevocable e incondicional a iniciar cualquier acción, reclamo, demanda o solicitud de indemnización contra el Estado Peruano, el Ministerio, OSINERGMIN, el COES y sus Asesores, o cualquier otra entidad, organismo o funcionario del Estado Peruano por el ejercicio de las facultades previstas en las Bases.

1.3.5 Salvo lo expresamente estipulado en sentido contrario en estas Bases, las decisiones del COES o de OSINERGMIN, en relación con esta Subasta, son definitivas, no darán lugar a indemnización por ningún concepto y no son susceptibles de impugnación en el ámbito administrativo o judicial. En consecuencia, por la sola participación en esta Subasta, las Personas que estén comprendidas bajo los alcances de estas Bases renuncian a interponer cualquier recurso de impugnación contra las decisiones que COES y el Consejo Directivo de OSINERGMIN emita en segunda y última instancia.

1.3.6 El COES tendrá, entre otras, las siguientes atribuciones:

a) Establecer, operar y mantener el Data Room.

b) Habilitar a los Participantes, los cuales deberán inscribirse en el registro electrónico que el COES pondrá a su disposición en su Página WEB. Sólo podrán inscribirse Generadores con PF no comprometida. El COES revisará el pedido de ser considerado Participante, y lo comunicará su resultado a los interesados en un plazo no mayor a cinco días desde la presentación de la solicitud. En caso de Participantes Inversores, además de la información común al resto de los Participantes, deberán proveer lo siguiente:

I. Descripción del Proyecto II. Fecha de Puesta en Servicio


III. Cálculo inicial de la Potencia Firme según los respectivos Procedimientos

IV. Declaración jurada de que pondrá a disposición del SEIN la PF ofertada, o que en caso que por cualquier causa la misma no se encuentre disponible, aceptará comprar la misma en otras Subastas de PF al precio resultante. Estas compras deberán cubrir la totalidad del Período de Provisión.

V. Compromiso de entregar anualmente y ocho meses antes del Período de Provisión informes de avance de la construcción de la nueva Potencia. COES u OSINERGMIN podrán auditar el avance de la obra

El COES verificará el cálculo de la PF y las características del proyecto, y en caso de considerarla adecuada, aprobará la condición de Participante del inversor.

c) Conservar los registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en el desarrollo de la Subasta.

d) Emitir el Acta de Adjudicación.

e) Suspender la Subasta de conformidad con las disposiciones contenidas en las Bases.

f) Entregar al Notario Público, para su custodia, el sobre recibido de OSINERGMIN conteniendo, en dos copias, el Precio Máximo de Adjudicación.

g) Coordinar las acciones necesarias para los actos correspondientes a la Fecha de Cierre.

1.4 Limitaciones de Responsabilidad

1.4.1 Los Postores participan en la Subasta bajo su propia y exclusiva responsabilidad y basan su decisión en sus propias consideraciones sobre los riesgos incurridos.

El Postor sufragará todos los costos o gastos directos o indirectos en que incurra, relacionado con la preparación y presentación de su Oferta. El Estado Peruano o cualquier dependencia, organismo o funcionario de éste, el Ministerio, OSINERGMIN, el COES o sus Asesores, no serán responsables en ningún caso por dichos costos o gastos, cualquiera sea la forma en que se realice la Subasta o su resultado.

1.4.2 El Estado Peruano o cualquier dependencia, organismo o funcionario de éste, el Ministerio, OSINERGMIN, el COES o sus Asesores, no garantizan, ni expresa ni implícitamente, la totalidad, integridad,


fiabilidad, o veracidad de la información, verbal o escrita, que se suministre a los efectos de, o dentro de, la Subasta.

En consecuencia, ninguna de las Personas que participen en la Subasta, directa o indirectamente, podrá atribuir responsabilidad alguna a cualquiera de las entidades o personas antes mencionadas o a sus representantes, agentes o dependientes por el uso que pueda darse a dicha información o por su inexactitud, insuficiencia, defecto, falta de actualización o por cualquier otra causa.

1.4.3 La limitación alcanza, de la manera más amplia posible, a toda la información relativa a la Subasta que fuera efectivamente conocida, a la información no conocida y a la información que en algún momento debió ser conocida, incluyendo los posibles errores u omisiones en ella contenidos, por el Estado Peruano o cualquier dependencia, organismo o funcionario de éste, o por el Ministerio, OSINERGMIN, el COES o sus Asesores.

Del mismo modo, dicha limitación de responsabilidad alcanza a toda información, sea o no suministrada o preparada, directa o indirectamente, por cualquiera de las entidades o personas antes mencionadas.

La limitación de responsabilidad alcanza también a toda la información disponible en el Portal de COES, así como la que se proporcione a través de Circulares o de cualquier otra forma de comunicación, la que se adquiera durante las visitas relativas a la Subasta y las que se mencionan en estas Bases.

1.4.4 La sola presentación del Sobre de Oferta implicará, sin necesidad de acto posterior alguno, el pleno conocimiento, aceptación y sometimiento incondicional del Participante, de todo lo dispuesto en las Bases, así como su renuncia irrevocable e incondicional, de la manera más amplia que permitan las Leyes Aplicables, a plantear cualquier acción, reconvención, excepción, reclamo, demanda o solicitud de indemnización contra el Estado Peruano o cualquier dependencia, organismo o funcionario de éste, el Ministerio, OSINERGMIN, el COES y sus Asesores.

1.4.5 La información presentada por los Participantes o Postores se mantendrá en reserva hasta después de la Fecha de Cierre, y sólo podrá ser solicitada en su oportunidad al COES.

2 COMPARECENCIA AL PROCESO

2.1 Agentes autorizados


2.1.1 Cada Participante podrá designar hasta dos personas naturales, con domicilio común en la ciudad de Lima, como sus Agentes Autorizados a efectos de la Subasta.

La designación de los Agentes Autorizados deberá hacerse mediante una carta simple dirigida al COES, firmada por un Representante Legal del Participante, en la que se indique que se otorgan las facultades señaladas en el Numeral 2.1.2, así como la información siguiente: nombre, documento de identidad, domicilio común en la ciudad de Lima, correo electrónico, así como los números de teléfono y facsímil. La carta será presentada en la primera oportunidad en que ejerza cualquiera de las facultades señaladas en el Numeral 2.1.2 y se entenderá recibida en la fecha que corresponda a su recepción.

2.1.2 Los Agentes Autorizados podrán actuar individualmente bajo la exclusiva responsabilidad del Participante, y serán las únicas personas facultadas por el Participante, según corresponda, para: (i) tratar con el Comité sobre todos los asuntos, con excepción de aquellos que sean de competencia exclusiva del Representante Legal de acuerdo con el Numeral 2.2, (ii) formular las consultas a las Bases, (iii) responder, en nombre del Participante y con efecto vinculante para su poderdante, todas las preguntas que el Comité formule; (iv) recibir notificaciones judiciales o extrajudiciales; y, (v) solicitar la Calificación y presentar la Oferta.

2.1.3 Las notificaciones dirigidas a los Participantes o Postores, podrán efectuarse remitiéndolas a cualquiera de los Agentes Autorizados mediante:

a) Correo electrónico, en cuyo caso se considerarán como válidos para todos los efectos, a partir de la fecha y hora de su envío; o,

b) Facsímil, con confirmación de transmisión completa expedida por el facsímil del remitente. En este caso se entenderá recibida en la fecha que se complete la transmisión; o, los Participantes podrán designar hasta dos personas naturales, que señalen domicilio común en la ciudad de Lima, como sus Representantes Legales para que los representen, conjunta o individualmente, en la Subasta.

2.3 Consultas y sugerencias a las Bases y al Contrato

2.3.1 Sólo los Participantes o Postores podrán hacer consultas y sugerencias respecto de las Bases o del Contrato, por medio de la página WEB que COES habilitará al efecto. Las respuestas serán en la misma página WEB y serán de conocimiento por todos los Postores


Queda expresamente establecido que las fechas indicadas en el Cronograma son referenciales. El COES podrá modificar cualquiera de tales fechas mediante Circular.

2.3.2 Las respuestas de COES a las consultas y sugerencias serán comunicadas mediante la página WEB, indicando el nombre de quien hizo la consulta.

2.4 Entrega del Sobre y su contenido

2.4.1 En la fecha y hora establecida en el Cronograma, cada Participante entregará un Sobre de Oferta a través de Agente Autorizado o Representante Legal.

2.4.2 Los Sobres deberán ser presentados cerrados y claramente marcados en el exterior con el siguiente rotulado:

(i) el título de la Subasta,

(ii) el nombre o razón social del Participante,

(iii) Subasta de Potencia Firme Número xx

2.4.3 Los documentos contenidos en el Sobre de Oferta deberán: i) ser presentados en original, foliados en forma correlativa. Será presentado únicamente en original; ii) ser suscrito por el Representante Legal, o visados en cada página si no correspondiera colocar una firma; y, iii) ser extendidos en idioma castellano

En caso exista cualquier discrepancia entre una cifra expresada en números y en letras, lo expresado en letras prevalecerá.

2.4.4 Sólo se tomarán en cuenta aquellos documentos que se presenten sin enmiendas, tachaduras, reservas ni condiciones de ningún tipo.

2.4.5 La Oferta que contenga cualquier documento con enmiendas, tachaduras o que esté sujeta a reservas o condiciones de cualquier tipo, no podrá ser subsanada y, por tanto el Postor quedará descalificado.

2.5 Contenido del Sobre de Oferta

En el exterior del Sobre de Oferta debe estar señalado lo indicado en el Numeral 2.4.2 de las Bases e incluirá los siguientes documentos:

2.5.1 Copia del correo electrónico remitido por el COES mediante el cual se le comunica haber adquirido la calidad de Participante.


2.5.2 Acreditación de las facultades del Representante Legal del Participante. La evaluación de la acreditación de las facultades del Representante Legal del Participante será realizado por COES a pedido del Participante con al menos tres días previos a la Subasta.

2.5.4 Declaración Jurada del Participante o, en su caso, de cada uno de los

2.5.5 Información del Participante. En caso de un Participante Inversor, deberá adicionalmente incluir una ratificación de la información provista al momento de la solitud de ser considerado Participante:

a) Descripción del Proyecto b) Fecha Prevista de Puesta en Servicio c) Cálculo de la Potencia Firme verificada por el COES d) Declaración jurada de que pondrá a disposición del SEIN la PF

ofertada, o que en caso que por cualquier causa la misma no se encuentre disponible, aceptará comprar la misma en otras Subastas de PF al precio resultante. . Estas compras deberán cubrir la totalidad del Período de Provisión.

2.5.6 Compromiso de confidencialidad.

2.5.7 Compromiso de no colusión.

2.5.8 El Participante deberá presentar una Declaración Jurada de que la PF ofertada no está comprometida en Contratos.

2.5.9 Potencia Firme total ofertada

2.5.10 Lista de las centrales con las que proveerá la PF, y la PF asignada a cada una.

3 CALIFICACIÓN DE PARTICIPANTES Y APERTURA DE SOBRE DE OFERTA

3.1 Requisitos

Para ser declarado Postor, el Participante tiene la obligación de cumplir con presentar los requisitos establecidos en el numeral 2.5.

3.2 Procedimiento para la Adjudicación

3.2.1 La apertura del Sobre de Oferta será en acto público en presencia de un Notario Público. El Notario rubricará los documentos contenidos en el sobre y los entregará al COES.


3.2.3 El COES revisará los documentos presentados en el Sobre de Oferta. En caso el Participante haya cumplido con todos los requisitos exigidos, se hará pública la PF ofertada y el respectivo precio.

En caso contrario, el Comité notificará al Participante del rechazo de su oferta.

3.2.7 A los Participantes no calificados únicamente se les devolverá la documentación que hayan presentado.

4 EVALUACIÓN DE OFERTAS

Se efectuará en un solo acto público que contará con la presencia de un Notario Público

4.1 El Notario Público entregará al COES el sobre cerrado enviado por OSINERGMIN conteniendo el Precio Máximo de Adjudicación, y retendrá la segunda copia, y el Sobre con la cantidad de PF a ser adjudicada, también entregado por OSINERGMIN, reteniendo la segunda copia.

4.2 El Notario Público mantendrá en reserva y en custodia el Precio Máximo de Adjudicación y la cantidad de PF a ser subastada.

4.3 Serán descartadas de la Subasta las Ofertas que superen el Precio Máximo de Adjudicación o cuya Potencia Firme ofertada sea inferior al mínimo establecido por OSINERGMIN.

4.5 El COES ordenará las Ofertas de Precio de menor a mayor precio en una tabla con tres columnas. En la primera columna colocará la PF ofertada. En la segunda columna la PI acumulada y en la tercera el precio ofertado. En caso de existir ofertas aceptadas en Subastas previas correspondientes a Participantes Inversores que hayan sido Adjudicatarios en una Subasta previo y que hayan requerido un precio por cinco años, ubicará en primer lugar las cantidades de PF de cada uno de estos Participantes Inversores con un precio ofertado igual a cero. La cantidad de PF ofertada por cada unidad de multiplicará por el factor de pérdida de potencia correspondiente a la barra donde dicha unidad se conecta el SEIN.

Una vez completado este proceso, se abrirá el sobre con la cantidad de PF a contratarse. El COES ubicará en la segunda columna el valor que supere a la cantidad a contratar. Esta columna se denominará N. Si la oferta correspondiente a esa columna acepta una adjudicación parcial:

a) La cantidad a contratar se cubre con todas las ofertas en las columnas menores a N de menor costo, más la cantidad necesaria de la oferta de la columna N para cubrir la cantidad a contratar.


b) La Tarifa de Adjudicación para cada una de las ofertas aceptadas es el del precio ofertado por cada Postor de la columna N.

c) En caso que existan dos o más ofertas con el mismo precio y son las que corresponden a la columna N, la cantidad a adjudicar a las ofertas con el mismo precio se realizará en forma proporcional a la cantidad ofertada por cada una.

d) Se cierra el proceso de apertura de ofertas

En caso que la oferta N no acepte una adjudicación parcial:

a) La cantidad a contratar se cubre parcialmente con todas las ofertas en las columnas menores a N de menor costo.

b) El Tarifa de adjudicación para todas las ofertas aceptadas es el ofertado por cada Participante.

c) Se dará provisionalmente por no aceptada la oferta N d) Se buscará en ofertas de precio mayor la primera que acepte

una adjudicación parcial. Sea M el número de esta oferta. e) Se compara el costo de aceptar la oferta M al precio requerido

contra la aceptación de la oferta N con la cantidad requerida y se acepta la menor de ellas. En caso que esta corresponda a la oferta M, se le paga el precio pedido.

f) En caso que no exista ninguna oferta por encima de N que acepte una adjudicación parcial, se acepta la oferta no divisible de N.

En casos que no se cubra el cien por ciento de la PF requerida en la Subasta, ésta será declarada parcial o totalmente desierta, según corresponda. De ser el caso, este hecho quedará consignado en el Acta de Adjudicación y COES organizará en fecha acordar por OSINERGMIN una nueva subasta por la cantidad faltante.

OSINERGMIN podrá cambiar el precio máximo para la próxima Subasta.

4.7 Las Ofertas de Precios permanecerán vigentes hasta la Fecha de Cierre, conforme al Cronograma.

4.8 El COES envía los resultados y propuesta de adjudicación a OSINERGMIN, quién tiene cinco días para aceptarla u objetarla.

4.8 Una vez aprobados los resultados por OSINERGMIM se redactará el Acta de Adjudicación, que contendrá los resultados del Proceso y que será firmada por los representantes de COES y OSINERGMIN, el Notario Público y los Postores que así lo deseen. COES informará a los Postores la fecha para la firma del Acta de Adjudicación.


4.9 El Acta de Adjudicación será publicada en el sistema de información habilitado en el Portal de Internet de COES, a más tardar el Día siguiente de la Adjudicación.

5. IMPUGNACIONES

5.1 Actos impugnables

Es impugnables en sede administrativa, únicamente la decisión que desestima la calificación de un Participante como Postor y la Adjudicación de la Buena Pro.

5.2 Plazos para Impugnar

Las impugnaciones deberán ser presentadas dentro del plazo de dos (2) Días según el Cronograma conjuntamente con la Garantía emitida establecida en 5.3.

Vencido dicho plazo las decisiones del Comité quedarán consentidas.

El COES deberá informar a OSINERGMIM de las impugnaciones dentro del plazo de dos (2) Días. OSINERGMIN resolverá dicha reclamación dentro del plazo máximo de tres (3) Días. Con su resolución quedará agotada la vía administrativa.

5.3 Garantía por Impugnación

La Garantía por Impugnación será presentada de acuerdo con el Anexo .., según sea el caso, y emitida por una de las Empresas Bancarias que se señalan en el Anexo XX, por un monto de veinte mil dólares (US$ 20000) ya sea para el caso de impugnación a la calificación. La no presentación de la Garantía dará lugar a declarar inadmisible la impugnación.

Esta Garantía será ejecutada, en caso que el COES con el consentimiento de OSINERGMIN declare infundada o improcedente la impugnación interpuesta.

En caso la impugnación se declare fundada se devolverá la garantía al impugnante, no generando interés a su favor.

Transcurridos los plazos para resolver sin pronunciamiento expreso del COES, se producirá el silencio positivo.

5.4 Fecha De Cierre

La Subasta finaliza mediante la suscripción del Contrato entre cada Adjudicatario y cada Cliente Inicial. Se llevará a cabo con participación


de Notario Público en la fecha única señalada en el Cronograma y en el horario que el COES señale. Previamente las Partes deberán haber presentado las respectivas garantías, las cuales serán verificadas por COES y las contrapartes.

Tanto Adjudicatarios como Cliente Iniciales podrán dar un poder a una única persona para la firma de los contratos

6. CIERRE DEL PROCESO

6.1 Requisitos

Para que el cierre se produzca válidamente en la fecha prevista, tendrán lugar los siguientes actos:

6.1.1 La ratificación de todos los actos realizados y documentos suscritos por los Agentes Autorizados y los Representantes Legales durante el proceso de la Subasta, especialmente la preparación y presentación de la Oferta, la suscripción del Contrato y cualquier otro derecho u obligación que le corresponda a dicho Postor conforme a las Bases y el Contrato.

6.1.2 La entrega por parte de los Adjudicatario y los Clientes Iniciales de la Garantía de Fiel Cumplimiento emitida por una de las Empresas Bancarias señaladas en el Anexo 4.

6.2 Incumplimiento de los Requisitos

6.2.1 El incumplimiento, por parte del Adjudicatario o los Clientes Iniciales, de los requisitos establecidos del numeral 6.1.2 para la Fecha de Cierre, dará lugar a la ejecución inmediata de la Garantía de Seriedad de Oferta y a la descalificación del Adjudicatario o la no asignación de la PF al Cliente Inicial, sin necesidad de aviso previo al Adjudicatario o Cliente Inicial.

6.3 Acta Notarial en la Fecha de Cierre

En la Fecha de Cierre se extenderá un Acta Notarial en la que conste el cumplimiento o incumplimiento, según sea el caso, de los requisitos establecidos en las Bases por parte del Adjudicatario o el Obligado.

7 CARACTERÍSTICAS DEL SUMINISTRO

7.1 Fecha de Término del Contrato

Esta fecha no será modificable por ninguna causa, ni aún por Fuerza Mayor.


7.2 Obligaciones del Adjudicatario

7.2.1 Generadores: asumen las siguientes obligaciones

a. Poner la Potencia Disponible Asociada a la PF comprometida a disposición del SEIN

b. En caso de no estar disponible, informar a COES apenas sepa de su indisponibilidad, aclarando cual es el tiempo estimado fuera de servicio

c. Informar a COES cuando vuelve a estar disponible d. En caso de estar disponible en el SEIN, participar del mercado de

Corto Plazo para ser despachado por COES e. En caso de ser despachado y no poder cumplir con la energía

despachada, pagar una penalización equivalente a la cantidad no producida por el respectivo costo marginal de corto plazo en la barra de conexión. Se dará una tolerancia del 5% ente la energía despachada y la entregada. Esta cláusula no se aplicará en caso de Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador

f. La penalización será recolectada por COES y enviado al destino que establezca OSINERGMIN.

g. En caso que su PF haya disminuido entre la adjudicación y el periodo de prestación, el Adjudicatario deberá comprar obligatoriamente el faltante en las subastas de ajuste.

7.2 Casos de Fuerza Mayor La definición, alcance y efectos de casos de fuerza mayor, serán de acuerdo a lo establecido en el Contrato. 8 PAGO MENSUAL DEL SUMINISTRO 8.1 El pago mensual PF al Adjudicatario será realizado en forma mensual por el Cliente Inicial en los términos de contrato. 9. FISCALIZACIÓN, SUPERVISIÓN Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS La fiscalización y supervisión del cumplimiento de las obligaciones contractuales será de responsabilidad de OSINERGMIN y las eventuales controversias seguirán los procedimientos establecidos en el Contrato. 10 PENALIDADES En caso de resolución del Contrato quedará sin efecto la Tarifa de Adjudicación otorgada al Adjudicatario. El mismo podrá continuar operando en el sistema y vendiendo su PF en el mercado.


En caso que el Cliente Inicial deba comprar la PF faltante como consecuencia de la resolución del Contrato por su culpa, el Adjudicatario deberá pagar al Cliente Inicial la diferencia entre el Precio Medio de la Subasta, y el precio al cual pueda reemplazar la PF en una subasta de ajuste. 11. GARANTÍA DE FIEL CUMPLIMIENTO 11.1 Monto de la Garantía de Fiel Cumplimiento El monto de la Garantía de Fiel Cumplimiento de los Proveedores asciende a XXX Dólares (US$ xxx) por MW de PF o PI ofertada, conforme a lo señalado en la Oferta. La Garantía de Fiel Cumplimiento deberá tener una vigencia de, por lo menos, ciento ochenta (180) días calendario luego del inicio del período de prestación y debiendo ser renovada por el 50% del valor, una vez por el mismo plazo, hasta la finalización de la prestación. 11.2 Garantía de los Obligados que no son Participantes Inversores Debe cubrir tres meses de pago, y ser presentada para la firma del Contrato 11.3 Garantía de los Participantes Inversores Deber ser igual a la PF ofertada por el valor del Precio Básico de la Potencia. En caso de resultar adjudicatarios, el valor de la Garantía podrá reducirse al valor de la PF ofertada valorada a la Tarifa de Adjudicación. Una vez que la unidad o central entre en Operación comercial, la Garantía podrá reducirse al valor previsto en121.


17. ANEXO 9 - MODELO DE CONTRATO DE PROVISIÓN DE POTENCIA FIRME

CONTRATO DE SUMINISTRO DE POTENCIA FIRME

Conste por el presente documento, el contrato de suministro de potencia firme que celebran, de un lado, la empresa XXXX (en adelante, el Proveedor), y la empresa YYYY (en adelante, el Cliente Inicial); en los términos y condiciones siguientes:

Cláusula Primera: Disposiciones Iniciales

a) Este contrato, surge de la Subasta de Potencia Firme organizada por COES el día xx de xx de xxxx, en la cual el Proveedor fue seleccionado para poner a disposición del SEIN la cantidad de xx MW de Potencia Firme.

b) El Cliente Inicial debe cubrir su demanda con la cantidad de xxx MW de PF.

c) En base al Reglamento del Mercado de PF, el COES ha determinado que la obligación del Cliente Inicial será cubierta parcialmente con yyy MW de la PFI que el Proveedor pone a disposición del SEIN.

Cláusula segunda: Objeto

En virtud de este contrato:

1. El Cliente Inicial adquiere el derecho de acreditar como suyos, los yyy MW de PF a que se refiere este contrato, a los efectos de demostrar el cumplimiento de su obligación de alcanzar la situación de Cobertura Suficiente de Potencia Firma, correspondiente al año xxxx.

2. El Cliente Inicial pagará mensualmente al Proveedor la suma de zzzz USD/MW de PF (en adelante, la Retribución), dentro de los primeros diez (10) Días del mes calendario siguiente a aquel que fuera materia de suministro.

3. El Proveedor cumple las obligaciones a su cargo, del siguiente modo:

i. Poner la PF comprometida a disposición del SEIN, de acuerdo con las normas y procedimientos que establecen las Leyes Aplicables y los Procedimientos Técnicos.

ii. En caso que la PF comprometida no esté disponible, informar a COES apenas sepa de su indisponibilidad, aclarando cual es el tiempo estimado fuera de servicio


iii. Informar a COES cuando esta PI vuelve a estar disponible

iv. En el caso de PF de un generador y de estar este disponible en el SEIN, participar del mercado de transferencias, efectuando las inyecciones y servicios que disponga el COES

v. En caso de ser convocado a despacho y no poder cumplir la consigna, pagará una penalización equivalente a la cantidad no producida por el respectivo costo marginal de corto plazo de la Barra de Conexión, con una tolerancia del 5%.

vi. El importe de la penalización será recolectada por COES y enviado al destino que indique OSINERGMIN.

vii. En caso que su PF haya variado entre la adjudicación y el periodo de prestación, el Proveedor deberá comprar obligatoriamente el faltante en las subastas de ajuste.

Cláusula tercera: Incumplimiento del Proveedor

El no cumplimiento del pago completo y oportuno de la Retribución, habilitará al Proveedor a la ejecución de la Garantía.

Pasados tres meses de incumplimiento:

1. Se considerará que el Cliente Inicial ha dejado de cumplir intencionalmente con su obligación de respaldo de su demanda y en consecuencia deberá pagar una penalización mensual de xxxx USD/MW no cubierto.

2. Este monto será depositado en la cuenta indique el COES. 3. En caso de no efectuarse los depósitos, el COES informará a

OSINERGMIN y el MEM para que se inicien los procedimientos sancionatorios similares a los previstos para los no cumplimientos en el Mercado de Corto Plazo.

4. El Proveedor opcionalmente quedará liberado de su obligación de puesta a disposición de la PF comprometida, o iniciar una acción legal contra el Cliente Inicial que lo compense de la pérdida de ingresos entre el momento de la cesación de pagos y la próxima Subasta de PF.

Cláusula cuarta: Incumplimiento del Proveedor

En caso que la PF del Proveedor se viera reducida por cualquier causa que determine el COES, la PF faltantes será automáticamente considerada como demanda de PF en la siguiente Subasta de Ajuste. El Proveedor deberá obligatoriamente firmar un contrato de puesta a


disposición de PF por parte de los nuevos proveedores seleccionados en dicha subasta.

La reducción de la PF del Proveedor no reducirá la PF que este pone a disposición del Cliente Inicial, para el cual se considerará que sigue cumpliendo su obligación de cobertura.

Cláusula quinta: Garantías

5.1 Monto de la Garantía de Fiel Cumplimiento del Proveedor A la firma de contrato el Proveedor presenta una Garantía de Fiel Cumplimiento por un monto de XXX Dólares (US$ xxx) por MW de PF que deberá ser puesta a disposición del SEIN. El Cliente Inicial acepta que en caso de un incumplimiento del Proveedor que no afecte su propia obligación de cobertura de la demanda, el monto resultante de la eventual ejecución de la Garantía será transferida al destino que indique OSINERGMIN, que será elmismo que para las penalizaciones. La Garantía de Fiel Cumplimiento deberá tener una vigencia de, por lo menos, ciento ochenta (180) días calendario luego del inicio del Período de Provisión y debiendo ser renovada por el 50% del valor, una vez por el mismo plazo, hasta la finalización de la prestación. 5.2 Garantía de los Clientes Iniciales La garantía presentada por el Cliente Inicial debe cubrir en forma permanente tres meses de pago, y ha sido presentada para la firma del Contrato. El Cliente Inicial podrá cambiar al Banco Garante con acuerdo del Proveedor. Cláusula sexta: Solución de Controversias 6.1 La fiscalización y supervisión del cumplimiento de las obligaciones contractuales será responsabilidad de COES. La determinación de no cumplimiento por parte del Proveedor, será realizado por COES. 6.2 Otras eventuales controversias seguirán los procedimientos establecidos a continuación. Los conflictos y controversias que pudieran surgir entre las Partes sobre la interpretación, ejecución, cumplimiento y cualquier aspecto relativo a la existencia, validez o resolución del Contrato, deberán ser sometidas a


la decisión final e inapelable de un solo experto en la materia (el "Experto"), quien será designado por las Partes de mutuo acuerdo dentro de los tres (3) Días posteriores a la determinación de la existencia de una Controversia. El Experto podrá ser un perito nacional o extranjero con amplia experiencia en la materia de la Controversia Técnica respectiva, quien no deberá tener conflicto de interés con ninguna de las Partes al momento de su designación y mientras intervenga como Experto. En caso que las Partes no se pusieran de acuerdo en la designación del Experto, entonces el Experto deberá ser designado por dos personas, cada una de ellas designada por una de las Partes. En caso que dichas dos personas no se pusieran de acuerdo en la designación del Experto dentro del plazo de cinco (5) Días siguientes de haber sido designadas, o no fueran designadas dentro del plazo correspondiente, entonces se elegirá al Experto por sorteo de una terna que cualquiera de las Partes podrá solicitar al Centro de Arbitraje Nacional e Internacional de la Cámara de Comercio de Lima, el cual deberá satisfacer los mismos requisitos aplicables para el Experto designado por las Partes quién resolverá la controversia a su criterio. En caso el Experto seleccionado no se considere capacitado para resolver la Controversia Técnica que le fuera sometida, se podrá designar a otra Persona en la misma forma para que, a partir de la aceptación del encargo conferido, sea considerada para todo efecto como el Experto que resolverá tal Controversia. El Experto podrá solicitar a las Partes la información que estime necesaria para resolver la Controversia Técnica que conozca, y como consecuencia de ello podrá presentar a las Partes una propuesta de conciliación, la cual podrá ser o no aceptada por éstas. El Experto podrá actuar todas las pruebas y solicitar de las Partes, COES o de terceras Personas las pruebas que considere necesarias. El Experto deberá preparar una decisión preliminar que notificará a las Partes dentro de los treinta (30) días calendarios siguientes a su designación, teniendo las Partes un plazo de cinco (5) Días para preparar y entregar al Experto sus comentarios a dicha decisión preliminar. El Experto deberá expedir su decisión final sobre la Controversia Técnica suscitada dentro de los diez (10) Días siguientes a la recepción de los comentarios de las Partes a su decisión preliminar o al vencimiento del plazo para presentar dichos comentarios, lo que ocurra primero. El procedimiento para la resolución de una Controversia Técnica deberá llevarse a cabo en la ciudad de Lima, Perú, salvo por la actuación de pruebas que el Experto considere necesario efectuar en otra localidad. El Experto deberá guardar absoluta reserva y mantener confidencialidad sobre toda la información que conozca por su participación en la resolución de una Controversia.


6.3 Las Partes acuerdan que el laudo que emita el Experto será definitivo e inapelable. En consecuencia, las Partes renuncian a los recursos de apelación, casación o cualquier otro recurso impugnatorio contra el laudo arbitral declarando que éste será obligatorio, de definitivo cumplimiento y de ejecución inmediata. 6.4 Durante el desarrollo del arbitraje las Partes continuarán con la ejecución de sus obligaciones contractuales, en la medida en que sea posible, inclusive con aquéllas materia del arbitraje. Cláusula sétima: Causales de resolución del contrato Son causales de resolución del Contrato

a. La quiebra o cese de actividad del Proveedor b. La quiebra o cese de actividad del Cliente Inicial c. La reducción de la PF del Proveedor en más del 5% y que no

pueda ser comprada por falta de oferta en las subastas de ajuste d. El no pago de las cuotas mensuales por parte del Cliente Inicial,

pudiendo el Proveedor vender la PF una subasta de ajuste. Esta situación no releva al Cliente Inicial del pago de las cuotas hasta la Resolución del Contrato

e. La falta de pago por cuatro meses del Cliente Inicial En estos casos resolución será de pleno derecho, el Contrato se resolverá en forma inmediata y de manera automática, sin que para ello sea necesaria que el COES lo comunique a las partes. Por lo tanto, será suficiente el incumplimiento que genera la resolución de pleno derecho, para que el Contrato concluya de inmediato. Si la resolución del Contrato por culpa del Proveedor, no se considerará que el Cliente Inicial está en incumplimiento de su obligación hasta el momento en que se realice la siguiente Subasta de PF. Cláusula octava – Fuerza Mayor Cuando una de las Partes advierta un evento de Fuerza Mayor, deberá informar a la otra Parte y a OSINERGMIN sobre dicho evento dentro de las siguientes setenta y dos (72) horas de haber ocurrido o haberse enterado, según sea el caso; así como el periodo estimado de restricción de sus actividades y el impacto previsto. Adicionalmente, la Parte afectada deberá mantener informados a la contraparte y OSINERGMIN sobre el desarrollo del evento.


En el supuesto que una de las Partes no estuviera de acuerdo con la calificación del evento como de Fuerza Mayor o sus consecuencias, puede recurrir al procedimiento de solución de controversias de la cláusula sexta. Cláusula novena: Miscelánea 9.1 Ninguna de las Partes podrán transferir, ceder sus derechos, ceder su posición contractual o novar todas o cualquiera de sus obligaciones o derechos, de acuerdo al Contrato. 9.2 Las modificaciones y aclaraciones al Contrato, serán únicamente válidas cuando sean autorizadas por OSINERGMIN, acordadas por escrito y suscritas por representantes con poder suficiente de las Partes y cumplan con los requisitos pertinentes de las Leyes Aplicables. La minuta con la respectiva adenda será elevada con escritura pública. Copia de dicha escritura será remitida a COES y OSINERGMIN por las Partes en un plazo no mayor de 5 Días de elevada la adenda. 9.3 Si cualquier estipulación o disposición del Contrato se considerase nula, inválida o no exigible por laudo arbitral, dicha decisión será interpretada estrictamente para dicha estipulación o disposición y no afectará la validez de las otras estipulaciones del Contrato. Suscrito por las partes el xx de xxxxx del año xxxx.

Por El Proveedor: Por el Cliente Inicial:

18. ANEXO 10 - ACTIVIDADES ADMINISTRATIVAS Y DE SUPERVISIÓN POR PARTE DE OSINERGMIN

18.1.1. TAREAS RUTINARIAS

Como consecuencia de la implementación de Mercado de PF, OSINERGMIN asumirá una serie de responsabilidades administrativas y de supervisión que se resumen a continuación:

1. Establecer el Precio Máximo de la PF en las Subastas de PF. EL método de cálculo será el mismo que el usado para calcular el Precio Base de la Potencia. No obstante se recomienda:

a. El uso de una tasa de descuento que tenga en cuenta el riesgo asumido por el Proveedor de PFI (el uso del WACC parece apropiado)


b. Tener en cuenta los costos adicionales en que incurre un agente que presenta una oferta de provisión de PF, entre ellos las garantías que deben mantenerse por hasta cuatro años y la posibilidad de pago de penalidades

2. Revisar y aprobar los cálculos de la demanda de PF a ser subastada en cada ocasión.

3. Enviar en sobre cerrado a COES el precio máximo y la cantidad a subastar previamente a cada subasta.

4. Concurrir al proceso de apertura de sobres de cada Subasta y refrendar las actas

5. Aprobar los resultados de la subasta, cantidades adjudicadas a cada Postor y el precio de la PF

6. Verificar las cantidades que cada Proveedor pone a disposición de cada Cliente Inicial según los cálculos del COES.

7. Aprobar cualquier cambio al Contrato que suscriben los proveedores con los Clientes Iniciales

18.1.2. VERIFICACIÓN DE LA COMPETENCIA

OSINERGMIN podrá, a su sólo criterio realizar tareas de verificación de la competencia en las Subastas de PF. Entre otras actividades podrá:

1. Previamente a cada subasta, y en base a los Participantes registrados verificar que la concertación de la oferta en pocos proveedores no haga posible el ejercicio de poder de mercado. Para ello, en base a la PF disponible27 de cada Participante que podrá solicitar al COES, podrá calcular los indicadores de potencial de poder de mercado como pivotilidad28, triple pivotalidad, HHI29, etc.

2. En caso que los indicadores se encuentren en los valores que puedan suponer que existe potencial de ejercicio de poder de mercado, podrán tomar medidas como reducir el precio máximo, establecer una curva flexible de demanda o solicitar a COES que se postergue la subasta.

3. Posteriormente a la subasta y previamente a autorizar la adjudicación podrán

27 Es decir disponible y no comprometida en contratos

28 Un participante de un mercado es pivotal si la demanda no puede ser abastecida si este participante no oferta alguna cantidad.

29 Este indicador se calcula como la suma de los cuadrados de los porcentajes de oferta propiedad de cada participante. Según su valor existen convenciones que definen si un mercado es monopólico, oligopólico, etc.


a. Pedir explicaciones los Postores que no hayan ofertado toda su PF disponible

b. Suspender la adjudicación en caso que la oferta se encuentre injustificadamente baja (es decir no se haya ofertado una proporción alta de la PF disponible)

En caso de no recibir explicaciones satisfactorias, podrán solicitar a COES que declare nula la subasta y que convoque a otra en fecha próxima


19. ANEXO 11– RESPUESTA A COMENTARIOS DE LOS AGENTES A LOS TALLERES DE

En este anexo se muestran las respuestas a los comentarios recibidas al proyecto del Mercado de PF por parte de los agentes y ordenados por temas:

Tema Comentario Respuesta Consultor

Generales

1. Observan señales contradictorias, que generan incertidumbre, por un lado el Ministerio de Energía y Minas y ProInversión promueven licitaciones de centrales hidroeléctricas, que obedece a una política de decisión centralizada sobre la oportunidad y cantidad de capacidad a ser contratada. Sin embargo, Osinergmin propone un mecanismo distinto para determinar la cantidad y precio de capacidad. la aplicación del último eliminaría el único componente estable de una central hidroeléctrica a lo largo de su vida útil, complicando su financiamiento. Solicitud de definir la línea de política a seguir a fin de no tener mecanismos discordantes entre sí.

2. Por otro lado, la modificación en la forma de remunerar la potencia afecta la estabilidad y predictibilidad del flujo de ingresos considerados por los inversionistas; incrementando el riesgo asociado a dichas inversiones.

3. La implementación de un mecanismo de pago por capacidad buscaría fomentar las inversiones en generación, eliminando una serie de mecanismos creados

R1: No corresponde que respondamos a la primera parte de la observación. Respecto a la segunda parte:

Es cierto que se cambia la metodología para calcular la PF de las centrales y los ingresos que estas tendrían en el mercado de PF, pero no cambia el precio de la PF en los contratos de suministro.

Entonces para el caso de las CH el cambio real sería en el cálculo de la PF, la cual probablemente se vería inicialmente reducida con el procedimiento de cálculo propuesto.

Cabe recordar que el mercado de potencia firme propuesto se orienta a unificar, hacia el futuro, los diversos mecanismos existente de pago de capacidad, introduciendo una señal de mercado sobre el precio de un producto único que debe reflejar el grado de reserva requerido del sistema. R2: no lo afecta si la venta de energía se realiza por contratos de suministro. Pero es de esperar que el precio de la potencia en el mercado de PF sea más volátil, pero por otro lado los generadores que vendan su PF en este mercado van a tener un ingreso asegurado que reemplaza a los ingresos por transferencia de capacidad que son también muy volátiles.


para casos coyunturales (Contratos de Reserva Fría, Contratos Nodo Energético y Contratos Capacidad Hidráulica realizados por PROINVERSIÓN). Sin embargo, estos mecanismos no solo han sido creados por falta de suficiencia en la generación, sino por falta de capacidad de transmisión eléctrica y por déficit en la capacidad de transporte en el sistema de gas natural de Camisea. Por lo tanto, la implementación de un nuevo mecanismo de pago de capacidad, no va a solucionar el problema de soluciones coyunturales, ni va a eliminar los diversos mecanismos existentes; sino que sería como implementar un mecanismo adicional.

4. Si crear un mercado de capacidad está orientado a asegurar un margen de reserva, este mecanismo no se alinea con el objetivo de incentivar la capacidad de generación.

5. En la propuesta se indica que el déficit de nueva generación existiría porque este está enfocado a los usuarios regulados. Sin embargo, la implementación del mecanismo no garantiza la participación que los usuarios libres se incorporen a dichas licitaciones.

6. La propuesta otorga al COES funciones de fiscalización en el segmento de contratos, que exceden las funciones dispuestas en el numeral 12.1 de la ley N° 28832.

7. De la propuesta se entiende, que los distribuidores se verían imposibilitados de ejercer sus derechos inherentes a suscribir Contratos Bilaterales conforme lo señala la LCE.

Por lo tanto no se puede asegurar que la volatilidad de los ingresos en el régimen propuesto sea mayor, y por otro lado, al contratarse los márgenes de reserva, las cantidades vendidas de PF serán apreciablemente mayores. Así que en promedio los ingresos de los generadores por PF se incrementarán. La propuesta de mercado de potencia firme propone introducirla en forma gradual para toda “nueva” potencia firme que no haya sido contratada por alguno de los otros varios mecanismos ya existentes, incluidos el pago del PBP, los pagos por reserva fría, nodo energético, y otros. R3: el mecanismo propuesto del mercado de PF se orienta a asegurar la suficiencia de la generación por un único mecanismo que debería reemplazar al resto. Si bien el diseño inicial del mercado de PF es en un nodo único, puede sin dificultades mayores establecerse como zonal, a fin de resolver los problemas de falta de capacidad de transmisión en algunas zonas. El mercado de PF no pretende ser un nuevo, o adicional, mecanismo de fomento de inversiones en generación, ni resolver problemas relacionados con restricciones de transmisión o de suministro o trasporte de gas natural. El mercado de PF racionaliza el producto y pago correspondiente de la potencia firme que requiere un sistema para obtener un determinado grado de reserva necesaria para un alcanzar el nivel de confiabilidad que establezca la política energética. En el caso del déficit de capacidad de transporte de gas, la definición adecuada de la potencia firme a partir de la definición de energía firme respaldada con contratos de suministro y transporte, implica que la nueva potencia firme sea adquirida de plantas que puedan


proveerla, independientemente de su localización y/o tecnología; en el caso de las limitaciones de la red de transmisión, estas se deben evidenciar por medio del costo marginal de suministro actualmente suspendido, y con modificaciones a la forma de remunerar a las plantas de acuerdo con su localización con respecto a la red. Ambos puntos se abordan en la propuesta. R4: el mecanismo propuesto se orienta a asegurar la confiabilidad del servicio, lo cual implica suficiente capacidad de generación para afrontar situaciones críticas. Tal como se indica en la R3, el mercado de PF no pretende ser un nuevo, o adicional, mecanismo de fomento de inversiones en generación. Consideramos que el sistema de subastas de suministro (bajo la Ley 28832, con ciertas mejoras), es/debe ser el mecanismo principal de fomento de inversiones en generación. El mercado de PF solamente puede proporcionar una parte de los ingresos necesarios para sustentar una inversión en generación (una parte de cierta significación en el caso de generación térmica y relativamente menor en el caso de generación hidroeléctrica) R5: en la propuesta presentada la participación en el mercado de PF es obligatorio para toda la demanda, regulada o libre. Es una necesidad del sistema, de la cual no puede eximirse parte de la demanda. La reserva que se obtiene del mercado de PF asegura a toda la demanda un nivel de generación con una adecuada confiabilidad. R6: La propuesta de mercado de PF ha examinado dos opciones respecto a las relaciones y obligaciones entre la generación y la demanda, resultantes de las subastas. Una de ellas simplemente traduce el resultado de las subastas en contratos


bilaterales directos entre los generadores que proporcionan la PF y las obligaciones de PF de las demandas. En este esquema no interviene nadie más. Debido a que esto puede resultar en un número considerable de contratos, se examinó la opción de tener al COES como un administrador (o “contador”) de este mercado, en una función similar a la que tiene actualmente en las transferencias de energía y potencia. Nuestra opinión es que esta función no estaría comprendida en la Ley 28832. R7: la propuesta no implica ningún tipo de cambios sobre los derechos de distribuidores o usuarios libres inherentes a suscribir Contratos Bilaterales conforme lo señala la LCE. El cambio es que a partir de la implementación de los cambios propuestos tanto los distribuidores como los usuarios libres deberán contratar el margen de reserva, lo cual podrá ser a través de contratos bilaterales o en el mercado de PF. Es decir que, por ejemplo un distribuidor deberá cubrir su demanda máxima en el período de máximo requerimiento térmico más el margen de reserva requerido con, como hasta ahora, contratos bilaterales resultantes de negociaciones directas o de licitaciones de suministro. Si a la fecha establecida con tres años de anticipación la PF contratada a través de los contratos bilaterales es menor al requerimiento antes mencionado, el distribuidor participará obligatoriamente del mercado de PF para comprar el faltante.

Ámbito Financiero y Duración de contratos

8. Un plazo de 5 a 10 años para una nueva planta no permite asegurar el financiamiento de esta, por lo tanto no garantizan inversiones de largo plazo, debido a que las nuevas inversiones requieren

R8: el mercado de PF no pretende (tal como sucede en otros mercados de capacidad), asegurar el financiamiento total de nuevos proyectos, sólo dar una ayuda para nuevos entrantes que no ha logrado ubicar su producción a


de períodos de contratos mayores a diez años para que sean proyectos bancables; asimismo, no está claro como se incentivaría el desarrollo de proyectos hidroeléctricos.

9. Asimismo, los plazos de anticipación para la subasta (3 años) son cortos para el desarrollo de proyectos como los hidroeléctricos.

10. Falta el sustento para establecer que la generación existente el período de provisión de la Potencia Firme debe ser de un año, ¿no podría considerarse un período mayor? ¿Cuáles son las razones técnico-económicas para esto? ¿No resulta contradictorio con el objetivo de garantizar la remuneración por la capacidad firme?, se puede entender como discriminación.

través de contratos de suministro. Los contratos de suministro seguirán siendo la fuente de project financing para centrales hidroeléctricas. Las centrales hidroeléctricas participan regularmente en mercados de capacidad como PJM, Nueva Inglaterra o Colombia. R9: esta plazo es un compromiso entre aquel para el cual se puede proyectar razonablemente la demanda y el que permita desarrollar un proyecto de generación. Ya en un horizonte de tres años las proyecciones de demanda pueden tener errores importantes, los cuales se incrementan en forma exponencial a medida que aumenta este horizonte. El plazo de tres años viene funcionando bien en otros mercados, pero es cierto que se trata de expansiones fundamentalmente térmicas. Como se mencionó anteriormente, no se espera que un proyecto de generación se financie totalmente con sus ingresos en el mercado de capacidad, sino que estos sean una ayuda para centrales nuevas, complementado los ingresos provenientes de los contratos bilaterales. R10: El plazo de un año es para la generación existente. Se debe tener en cuenta que el objetivo del mercado de PF es asegurar la confiabilidad. Por lo tanto para la generación existente es una fuente de ingresos que complementa los provenientes de los contratos bilaterales. En el caso de centrales ineficientes para vender la energía, pero aptas para proveer reserva, actúa como un incentivo a permanecer en servicio, otorgándoles la posibilidad de una remuneración que no podrían recibir con la regulación actual. Pero tampoco es objetivo del mercado de capacidad dar ingresos a centrales ineficientes más allá del plazo en el cual


pueden proveer reserva al sistema. Un plazo mayor por un lado limitaría la posibilidad de entrar en contratos bilaterales a las centrales eficientes que ocasionalmente fueron seleccionadas en el mercado de PF, y por otro evita dar ingresos por largos períodos a las centrales ineficientes.

Precio máximo y Adjudicación de ofertas

11. Falta establecer cuáles son los criterios o premisas para determinar el precio máximo de las subasta de capacidad

12. Preocupa la alternativa de cambio: "Mantener la metodología de cálculo del precio base de potencia, pero con una tasa de descuento representativa del riesgo en Perú para los inversores", cuando esta se encuentra definida en la LCE (Art. 79).

13. En la subasta de capacidad, ¿ante precios iguales y si sobrepasa potencia requerida, como se prorratearía o se adjudica?

14. En caso de Subastas de Ajuste, donde resulten nuevos contratos suscriptos por los generadores adjudicatarios. Se puede interpretar que puede volver a contratar con otros y no respetar el anterior contrato.

15. No se ve necesario ver ubicación en la red (efecto de perdidas) en estos procesos, si no es así la ¿Potencia Firme debe considerar la potencia hasta donde se conecte a la red, descontando servicios auxiliares?

16. Si se indica que COES realiza cada año la evaluación, como esto concatena con las Subastas de Ajuste con anticipaciones de 2 años, 1 año y 6 meses al Período de Suministro (que seguirán el mismo mecanismo para la Subasta de Capacidad).

17. Sobre los Participantes Inversores, ¿a quién le

R11: el precio máximo de la capacidad en el mercado de PF se basaría en el costo anual de una unidad de punta, con una tasa de retorno de la inversión consistente con el riego del inversor (ej. WACC), incrementada en un porcentaje. El WACC y cualquier otro factor que se utilice para fijar un precio tope de subastas no iría contra ninguna disposición legal. R12: hemos analizando la implicancia legal de fijar una tasa de descuento distinta para el mercado de capacidad. En principio esta tasa se aplicaría a un concepto no definido en la regulación existente, que es el precio máximo admisible en el mercado de PF, por lo que no habría imposibilidad legal para fijar este valor. La propuesta de mercado de PF se introducirá por etapas, manteniendo los derechos adquiridos de los generadores que están en el mercado, y que proporcionan/ adquieren potencia/capacidad bajo diferentes mecanismos (pago del PBP, pagos por reserva fría, nodo energético, y otros). El mercado “inicial” de PF estará constituido fundamentalmente por crecimiento de demanda existente, nueva demanda, terminación de contratos existentes, reserva necesaria del sistema no cubierta, y otros similares. R13: no está escrito este tema particular, pero la idea es una adjudicación proporcional hasta alcanzar el objetivo de PF.


entregan los informes a los que se refiere el Artículo 8° de la Propuesta?, ¿por cuánto tiempo pagan la penalidad por incumplimientos?

18. Si la un proyecto de generación entra antes de la fecha prevista, ¿quién paga por la capacidad aportada entre el tiempo de la operación comercial y el inicio del contrato?, si no tiene un tipo de pago de capacidad en este tiempo, ¿no se tendría un incentivo a adelantar la entrada de los proyectos?

R14: no, las subastas de ajuste originan nuevos contratos adicionales a los ya acordados. Puede pasar que una demanda resulte quede en posición compradora en la primera subasta, y luego quede sobre contratada y sea vendedora en una subasta de ajuste. R15: el enfoque original es en una única barra, pero puede ser zonal, en cuyo caso se deberían considerar la pérdidas. R16: Justamente la verificación anual del COES es para ver qué cantidades de PF habría en las subastas de ajuste. En todos los casos el COES evalúa los requerimientos para todas las subastas. En el anexo 12 se presenta un ejemplo de cómo funcionaría el mercado de PF y las subastas de ajuste. R17: los informes se entregan a OSINERGMIN. La penalidad se paga a OSINERGMIN mientras no estén teniendo la capacidad comprometida disponible. Si la demanda que iba a ser abastecida con este por el generador que demoró su puesta en servicio ha cumplido con sus obligaciones de pago, se considera que esta ha cumplido con su obligación de cobertura y en consecuencia no está sujeta a ningún tipo de penalidad. Pero por esta misma razón no hay motivo para que reciba el monto de la penalidad que pagaría el generador que ha demorado su puesta en servicio. OSINERGMIN deberá definir el destino de las penalidades que reciba, tanto estas por demora, como la que paguen generadores que no cumplen con otras de sus obligaciones, o la demanda que subestimó su consumo. R18: no está previsto un pago por adelanto, pero puede participar en


las subastas de ajuste vendiendo la PF disponible.

Incentivos al desarrollo de

diversas tecnologías (no sólo térmicas)

19. La propuesta tiene incertidumbre, porque genera los incentivos a implementar nuevas centrales que únicamente tengan costos fijos bajos y de costos variables caros, a desmedro de centrales más eficientes en costos variables.

20. Si se aplica la propuesta, el margen de reserva de los usuarios provendrá de potencia de unidades del SEIN poco eficientes, pues los otros generadores ya habrán cubierto la capacidad de sus instalaciones. Lo que resulta en un desincentivo a la disponibilidad de unidades eficientes, pues no recibirán remuneración por potencia.

21. Si bien, el precio de la unidad de punta no debería ser calculado con "métodos de planificación y tarificación" tradicionales utilizados para monopolios; la propuesta no es una mejor solución.

22. Por otro lado, en los últimos años, el estado ha promovido la inversión en capacidad de reserva, resultando en un exceso de oferta de la misma. Si se aplica este esquema, esto resultaría en un nivel bajo de precios de potencia que afectaría los ingresos previstos de las unidades eficientes.

23. ¿Cómo se incentiva un balance adecuado de tecnologías en las subastas de capacidad? Se sabe que si se compite únicamente por precios de capacidad, las unidades de generación a petróleo de costos fijos bajos son las que pueden desplazar a las hidroeléctricas con costos fijos altos.

24. Osinergmin indica que el cálculo administrativo del precio de potencia actual no estaría reflejando el precio de

R19: la propuesta del mercado de capacidad se orienta a disponer de suficiente potencia para aseguras la confiabilidad. La optimización del mix de generación debe surgir de los contratos de suministro. Este mecanismo no intenta reemplazar las licitaciones de suministro, sino complementarlas. Además, las centrales de costos altos de producción, posiblemente no puedan colocar su energía en las subastas de suministro (Ley 28832). Por otra parte, una central de costos de inversión/fijos altos, pueden ofertar un precio competitivo de potencia firme (respecto a una planta de costos fijos bajos) que cubra solamente parte de sus requerimientos de ingresos, ya que pueden colocar su energía en el mercado de subastas de suministro para obtener el remanente de ingresos. R20: todas las unidades sin contratos de suministro competirán en igualdad de condiciones en el mercado de PF. No hay motivos para que unidades eficientes sin contratos de suministro no salgan seleccionadas en el mercado de PF, salvo porque oferten precios más altos que el resto de los participantes en dicho mercado. R21: en el mercado de PF el precio de la potencia surgirá del equilibrio entre oferta y demanda. El precio regulado seguirá vigente para los contratos de suministro. Un cambio de este último significaría un cambio mayor en la LGE. R22: por esta razón se propone que el mercado de PF se inicie recién en 2021. Además, si hay reserva superior a la requerida para el nivel de confiabilidad meta (hay exceso de oferta como indicado), entonces no hay necesidad de subasta de PF.


mercado; por lo que no se enviarían señales adecuadas a la inversión y por ende no asegurarían el abastecimiento de los usuarios. Sin embargo, los inversionistas requieren de herramientas para garantizar el desarrollo de sus proyectos a través de precios estables y contratos de largo plazo en lugar de precios que varíen en función a la coyuntura.

25. Las unidades que proveen reserva suelen tener bajos tiempos de uso produciendo energía debido a sus mayores costos variables, y por lo tanto son poco aptas para participar en contratos donde deben proveer energía asociada.

R23: favor ver respuesta R19 R24: por favor ver la respuesta R8 R25: el comentario es correcto, se espera que las unidades que provean reserva tengan bajos tiempos de utilización. Si una unidad eficiente participa del mercado de PF, recibirá ingresos por potencia en este mercado, y por energía en el mercado de corto plazo. El mercado de PF propuesto no está dirigido a proporcionar solamente reserva sino la PF total que requiere el sistema, que incluye la reserva. En la práctica todo el parque generador participa en la reserva requerida por un sistema. El mercado de PF propuesto, junto con el sistema de subastas de suministro (Ley 28832), constituirían las dos herramientas fundamentales y complementarias del mercado de generación.

Mecanismo Transición

26. Se debe especificar cómo no se afectara a los contratos de suministro existentes a la fecha, con esta propuesta, los que vienen asumiendo responsabilidades y riesgos de acuerdo a las normas vigentes. Por lo que, falta precisar cuál es el tratamiento para los contratos de licitación que cuentan con potencia y precio de potencia comprometido.

27. Es necesario definir cómo sería la coexistencia entre los contratos de licitación actuales y los futuros contratos de únicamente energía que se firmen bajo el nuevo mecanismo; cabe mencionar que actualmente el criterio que se tiene para la repartición de energía de suministros con varios suministradores, es el de una proporción a la potencia facturada, ¿con el nuevo mecanismo puede haber un

R26: no se prevé ningún cambio a los contratos existentes. La PF comprometida (incluyendo la variable) contará para el cumplimiento de la obligación de respaldo del comprador. Los contratos emanados de las licitaciones de suministro de lago plazo que estén vigentes no se afectan, en la medida en que no se modifican sus condiciones actuales de ejecución en cantidades y precios de potencia y energía, ni los compromisos que tienen los distribuidores de tomar y pagar las cantidades asignadas de potencia fija y variable. Se propone que en las nuevas licitaciones se reduzca la potencia variable requerida y contratada a un 10% de la potencia fija, con el fin de evitar la indebida competencia con los contratos bilaterales por fuera de licitación. Los contratos vigentes con cláusulas de potencia variable no se modificarían.


contrato sólo de energía?, en estos casos como se reparten entre varios suministradores.

28. Existe la incertidumbre sobre como considerara la capacidad de las centrales de Reserva Fría y las del marco de la Ley N° 29970, mas específicamente las del Nodo Energético del Sur, en relación a la oferta de Potencia Firme, debido que de acuerdo a su contrato (Literal b) del Anexo 1) pueden suscribir Contratos PPA hasta el límite de su Potencia Firme. Por lo que, la propuesta no debería afectar los contratos de Reserva Fría ni del Nodo Energético Sur.

29. ¿Cómo se aplicaría Artículo 102° de Reglamento de la LCE en un contexto de contratos de Potencia y Energía, de solo Potencia, de solo Energía, de solo Potencia variable, de Margen de Reserva, etc. en lo que se refiere a consumos abastecidos simultáneamente? ¿Se continuará con las transferencias de potencia en el COES actuales? De ser el caso, ¿Cómo será la coexistencia con las transferencias de potencia actual y el nuevo mecanismo de capacidad?.

30. Falta describir la cadena de pagos atribuible a la propuesta, considerando la transición, y cómo se definirá que Clientes contratan con cada generador. Asimismo, No queda claro cuál sería el precio de potencia a facturar al usuario. En caso sea un precio único (como un ponderado de los precios adjudicados), ¿cómo se liquidaría a los generadores que reciben un menor precio de potencia que lo ofertado?

31. La propuesta no hace ninguna referencia a la imperiosa necesidad de

Por lo tanto: En los contratos de

suministro se mantendrían las condiciones actuales, se paga la PF al precio básico de la potencia y la energía al precio de barra o el precio resultante de la licitación según el caso

En los contratos de sólo energía no habría pagos por potencia y el precio de la energía sería similar al de los contratos bilaterales. El generador podría vender la PF asociada al contrato en forma bilateral (sin energía asociada) o en el mercado de PF

En los contratos de sólo PF las partes acuerdan el precio de esta, y no hay obligación de energía asociada, la cual podría ser vendida por separado por el generador. En caso de distribuidores sólo pueden transferir a tarifas de usuarios finales el precio que resulta del mercado de PF.

R27: los contratos sólo de energía serían similares a los de suministro, pero no contarían para el cumplimento de la obligación de cobertura con PF, ni esta se pagaría. Se debería en cada caso definir un valor de potencia asociada que cumpliría la función de determinar el aporte de cada uno de estos contratos al suministro de energía de cada demanda. Cabe mencionar que los contratos de sólo energía propuestos son bilaterales, pero no hacen parte de las licitaciones de ley 28832. Cabe destacarse que aparte del mercado de PF, hemos hecho recomendaciones para mejorar el sistema de subastas de suministro (Ley 28832) que apuntan a solucionar algunos de los temas mencionados. En particular que los


eliminar un grave elemento distorsionante en la determinación de los costos marginales de corto plazo y que influye en las transferencias entre los generadores, el cual es la declaración de precios para las unidades termoeléctricas que operan con gas natural (PR-31 Anexo 3).

contratos de suministro especifiquen valores fijos de energía horaria a suministrar, lo que permitiría que los generadores se especialicen el tipo de suministro más adecuado a sus características técnicas (base para los ciclos combinados, punta para las centrales hidroeléctricas con regulación, etc.). Bajo esta última situación, los contratos sólo de energía también se podrían pactar por una cantidad de energía horaria hasta la potencia máxima del generador, y hasta la curva de carga o de las necesidades del distribuidor. Dado que no se trata de contratos de licitación bajo la Ley 28832 no se aplicarían reglas de reparto o asignación entre varios suministradores al término de la licitación. Los agentes podrán definir en sus contratos bilaterales las condiciones de entrega. Se propone también que se asigne sin cargo a la demanda la PF de las centrales que han surgido de regímenes especiales como el de Reserva Fría y Nodo Energético. De esta forma se asimilan a un único régimen todas estas centrales, y por otro lado se evita que la demanda pague dos veces esa potencia (según el régimen actual y en el mercado de PF). R28: el cálculo de la PF de estos contratos sería similar al resto de las unidades. R29: la propuesta del mercado de PF implica que, luego del transitorio, desaparecerían las transferencias de potencia, ya que el cumplimiento de la obligación de cobertura de la demanda sería en forma bilateral. Por otro lado, el art. 102 del Reglamento de la LCE establece: “En los consumos que fueran abastecidos simultáneamente por dos o más generadores, el COES deberá verificar que la energía total abastecida sea efectuada manteniendo mensualmente la misma proporción para cada uno


de los suministradores. Quien tuviera un contrato diferente, deberá adecuarlo a lo prescrito en el presente artículo.” El sentido de este artículo se entiende en la medida en que varios suministradores comprometen su potencia en forma simultánea para atender la demanda de un agente lo que exigen que la energía se distribuya de manera proporcional a las potencias en un período determinado. En el caso de contratos de sólo energía se acordaría un valor de potencia comprometida (o de referencia) similar a la PF, y en consecuencia se podría también establecer una proporcionalidad en los suministros que no estarían asociados a esta potencia de referencia. R30: los distribuidores pagarían el precio medio ponderado de las compras en el mercado de PF, y este es el valor que transferirían a la tarifa. Además transfieren el precio de energía y PF de los contratos de suministro. Cada demanda compra una parte proporcional de la PF adjudicada a cada generador en el mercado de PF. EN el anexo 12 se muestra un ejemplo de cómo se calcularía el precio que la demanda pagaría por la PF comprada en el mercado de PF. R31: este tema no es parte del alcance de nuestro estudio.

Margen de Reserva y la Potencia

Variable de los contratos de suministro

32. ¿Qué pasa con el plazo de los contratos de capacidad y cambios en el margen de reserva?, ¿cómo se ve afectado el cliente que ha contratado determinado volumen de Potencia Firme? ¿Cómo se considerará el Margen de Reserva para potencias contratadas como variables tanto en forma bilateral como en las licitaciones de suministro de

R32: las subastas de ajuste permitirán realizar los ajustes por cambios en la demanda pronosticada. Los contratos resultantes del mercado de PF tienen duración fija, y en los de suministro cuenta la duración acordada. Para el cumplimiento de la obligación de cubrimiento de la demanda con PF contará la con la PF asegurada por cada contrato más la correspondiente potencia


largo plazo? 33. Precisar si la cobertura de

demanda exigida a los distribuidores en el Artículo 4° de la propuesta, incluye la potencia variable para el caso de contratos existentes. Es decir, si el margen de reserva deberá aplicarse a la sumatoria de Potencia Contratada Fija más Variable.

34. En caso de eliminarse la potencia variables de las licitaciones de largo plazo, las distribuidoras subestimarían la tasa de crecimiento de demanda para evitar el riesgo de sobre contratación; asimismo, en caso se dé un crecimiento superior al estimado, las distribuidoras no tendrían la vía contractual para mitigar el riesgo de variación de la demanda. Por ende, tampoco garantizar la Potencia Contratada Firme como se exige en la propuesta.

35. Falta aclarar, si el generador ¿se comprometería sólo con la máxima demanda o con la máxima demanda más el Margen de reserva?

36. En los nuevos PPA que resulten de estas subastas, ¿cuál será el compromiso de las generadoras?, ya que al comprometerse con el total de potencia más el margen de reserva, se ocasionará que las centrales con costos bajos no podrán facturar toda su potencia firme y energía asociada por que deben garantizar la reserva.

variable. R33: El margen de reserva debe calcularse sobre la potencia contratada total, fija más variable, ya que esta última queda a disposición del comprador. La potencia total contratada de las distribuidoras debe considerarse para efectos de establecer la potencia necesaria para cubrir el margen de reserva calculado para el sistema. No obstante, se propone que a futuro se reduzca la potencia variable que pueda ser requerida a un 10% de la potencia fija contratada. R34: el reglamento del mercado de PF prevé incentivos para evitar que a algún agente le resulte conveniente sub o sobre declarar la demanda pronosticada. La forma en que se implementaría este incentivo fue agregado a la propuesta de Reglamento del Mercado de PF luego de las presentaciones en Lima, en las cuales se mencionó este tema. R35: el generador sólo se compromete con la potencia efectiva asociada a la PF. Por ejemplo un generador con potencia efectiva 100MW y PF=90Mw, debe asegurar 100MW al sistema. Este enfoque es necesario ya que la PF es una medida del aporte de cada unidad a la confiabilidad, pero en los cálculos del margen de reserva se considera la potencia efectiva con su correspondiente disponibilidad. Si cada generador sólo debiera asegurar al sistema su PF, esta sería insuficiente para abastecer la demanda con el grado de confiabilidad requerida. El compromiso de contratar el margen de reserva es de la demanda, no del generador. La participación de los generadores en el mercado de PF es voluntaria, el compromiso que toman al participar y ser adjudicados es la disponibilidad de


la potencia efectiva asociada a la PF vendida en el mercado de PF. R36: favor ver la respuesta anterior

Autogeneración y generación distribuida

37. ¿Si el distribuidor o cliente libre tiene contratado con generación distribuida o se autoabastece se descuenta esto de su cumplimiento? Si es así, entonces incentiva a autoabastecerse o con un generador distribuido pues no necesitaría contratar una reserva extra. En este cual sería el incentivo, para que se desarrollen nuevo proyectos de generación para toda la demanda.

38. Sugieren considerar que dentro del grupo de autogeneradores (para efectos de Energía y Potencia Firme) deben incluir a la Generación Propia de las Distribuidoras y la Generación Distribuida de terceros que se encuentran ubicados en sus sistemas eléctricos, a su vez sean parte del sustento de la potencia y energía forme contratada por la Distribuidora.

R37: si, se descuenta del cumplimiento por la PF que pueda aportar la autogeneración o generación distribuida. Pero igual deber respaldarse con PF por su demanda más el margen de reserva. Es decir la autogeneración o generación distribuida cuenta como PF, no se descuenta de la demanda. Es necesario regular la máxima potencia que podría tomar de la red en una emergencia. No obstante un distribuidor deberá dar información al COES para que este calcule la PF de la generación distribuida o su autogeneración, usando los mismos criterios y procedimientos que el caso de los generadores del SEIN. En el caso de los usuarios libres estos podrían descontar de su demanda la autogeneración, ya que a los efectos de la confiabilidad del sistema cuenta la potencia que retiran de la red. Pero tomando a su riesgo la posibilidad de que la autogeneración no esté disponible. R38: si, con las consideraciones de la respuesta R37.

Mercado Secundario

39. Se obliga a los usuarios del SEIN no solo a respaldar sus consumos, sino a contratar margen de reserva asociado a su máxima demanda, lo que conllevaría a que los generadores tengan que contratar el margen de reserva de sus clientes con otros generadores o cubrirlo con su propia generación eficiente y limitar su capacidad de venta. Esto originaría modificaciones de los contratos para incluir nuevas obligaciones de los generadores.

40. Según la propuesta

R39: no, son los consumidores los que deben procurar la PF necesaria para respaldar su demanda más el margen de reserva. Los generadores sólo ofertan su PF y opcionalmente podrían ofertar PF de terceros. R40: los generadores con más PF vendida que disponible deben participar obligatoriamente del mercado de PF para cubrirse hasta la PF vendida. Pero previamente a las subastas podrían cubrirse en el mercado secundario si les resultara conveniente. R41: el mercado secundario deberá surgir (como todos los


presentada se entiende que únicamente los Usuarios Libres y Distribuidores pueden participar de las Subastas de Capacidad, por lo que no queda claro si los generadores pueden participar como compradores y si fuera que si, en qué casos los Generadores participarían en el Mercado Secundario y en qué casos en los ajustes de las Subastas de capacidad.

41. Falta precisar la creación y el funcionamiento del Mercado Secundario de Capacidad en la propuesta, se considera que este mercado deberá desarrollarse en libre competencia (acuerdos bilaterales que no requieren la mediación del operador del sistema).

42. Falta aclarar si los Distribuidores pueden participar como vendedores de excedentes de Potencia firme en el mercado secundario de capacidad, si este es el caso, cuáles serían las condiciones.

mercado secundarios) de las iniciativas de los agentes. Será un mercado auto-regulado. R42: los distribuidores o usuarios libre pueden, a su riego, participar del mercado secundario. Los distribuidores sólo pueden transferir a las tarifas de sus usuarios regulados el precio de la PF que surge del mercado de PF.

Demanda no cubierta por contratos

43. Se sugiere modificar el artículo 7° de la propuesta, en lo que refiere a cumplimiento de los requerimientos de Potencia Firme por la demanda, y se otorgue las compensaciones económicas por racionamiento para aquellas empresas Distribuidoras que cumplan en convocar las licitaciones o subasta de capacidad, así no hayan sido adjudicados, asimismo, que no debe ser propensos al racionamiento.

44. En caso no se cuente con potencia firme ofertada suficiente durante las subasta de capacidad, es importante que se aclare ¿cómo se diferenciarán los clientes que sean eximidos de la obligación de cubrir toda su

R43: no está claro el pedido. Aclaramos que hemos modificado la propuesta de reglamento del mercado de PF para considerar el caso de racionamiento, dando prioridad de abastecimiento a las demandas con contratos de suministro. Es decir el corte se realizaría para la demanda no cubierta con contratos de suministro ni con compras en el mercado de PF. R44: las demandas eximidas por falta de suficiente oferta de PF no serán penalizadas por su falta de cobertura, pero serán las primeras en ser cortadas en caso de racionamiento. El criterio propuesto (posterior a las reuniones de febrero en Lima) es que primero se suministrará a las demandas con contratos de suministro, y luego se asignará la potencia restante


máxima demanda más su margen de reserva con Potencia Firme?, ya que, de acuerdo a la propuesta, serán los primeros en restringir la carga ante un déficit de generación. Y si aun así no logra contratar, ¿habría Demanda sin contratos? Y si en un mes su MD crece y excede contrato, como sería su tratamiento?, ya no habría oportunidad para licitación pues ya se ejecutó.

45. En el caso de los usuarios regulado, ¿Es posible cortar a regulados?, si están con contratos parciales, ¿también se les puede cortar?, ¿Quien realizaría el corte de suministro?

46. No queda claro que ocurrirá con los usuarios que consuman más capacidad de lo contratado. ¿A quién se debe pagar por la capacidad consumida? o no se paga a ningún agente.

47. Se debe precisar la periodicidad de la Máxima Demanda, si es anual o mensual, para evaluar el Respaldo de Potencia Firme de la demanda.

48. En el término: “La información reportada por los Distribuidores deberá indicar sus requerimientos de Potencia Firme destinados a sus Usuarios Regulados. Los Usuarios libres informarán al COES de su demanda máxima mensual prevista para los próximos cuatro años” ¿cómo se considera a los clientes libres que la distribuidora tiene contratada?, será aparte de los usuarios regulados o dentro sus requerimientos de demanda. En estos casos, como harán las contrataciones de los Distribuidores para estos usuarios libres, si conforme a la regla actual estos pueden

proporcionalmente a la parte de la demanda cubierta con PF obtenida por otros medios, como el mercado de PF a los mercados secundario. Se ha agregado al reglamento del mercado de PF cláusulas para considerar el caso de demandas reales mayores a las informadas al COES. R45: Por favor ver respuesta R44. El corte a clientes regulados es una decisión política. R46: se prevé una penalización por el exceso de demanda respecto al informado. R47: A los fines del cumplimiento de la obligación de cobertura con PF, la demanda se considera en el mes de máximo requerimiento térmico. Pero todos los agentes deben informar su demanda máxima prevista a nivel mensual para ser usada en el procedimiento de cálculo de la PF y el margen de reserva. R48: este tema no ha sido desarrollado. En principio no debería haber un criterio distinto al usado actualmente para el cambio de suministrador. O sea que el distribuidor debería comprar PF para el usuario libre, de acuerdo con la duración de sus contratos de suministros suscritos. Pero no se garantiza que el usuario libre no cambie de suministrador. Siempre el distribuidor puede vender excedentes de PF en las subastas de ajuste o en el mercado secundario.


cambiar de suministrador libremente.

Determinación de Energía y

Potencia Firme

49. Está pendiente establecer la metodología para la determinación de la energía y potencia firme para las centrales y como el suministro de combustible afectará a la potencia firme de las unidades térmicas.

50. En la propuesta, no se especifica si ¿la verificación de la potencia firme disponible del generador será ex-ante a las licitaciones o subastas?

51. Existen servicios auxiliares de generadores con valores considerables en algunos casos, y ello no es descontado en la potencia firme ¿debe el generador también contratar o debe ser descontada de la potencia firme? Similar caso para la red de transmisión del sistema ya que no es del distribuidor ni es del cliente libre.

52. En caso la Potencia Firme y Energía Firme disminuyan como parte del nuevo procedimiento de determinación, la propuesta debería considerar un mecanismo de compensación por la menor remuneración a percibir por las unidades que se ven afectadas por el cambio de marco regulatorio.

53. El informe indica que para el cálculo de la energía firme atribuible a cada unidad de generación calculada anualmente por el COES, considerará las características técnicas de las unidades de generación conjuntamente con la disponibilidad real de combustible (termoeléctricas) y de agua (hidroeléctricas). Para ello, se requiere establecer técnicamente el sustento de lo que significa

R49: esta metodología se explica en nuestros informes, donde además se han desarrollado en dos borradores de procedimiento para el cálculo de la PF de las unidades generadoras y para el cálculo del margen de reserva que asegure alcanzo los objetivos de confiabilidad. R50: se prevé un procedimiento ex –ante similar al actual para la verificación de la PF de los generadores. También se prevén “pruebas de vida” para verificar las declaraciones de disponibilidad. R51: los consumos asociados a los servicios auxiliares de cada unidad se deben descontar de la PF de las unidades generadoras. No está claro el comentario sobre la red de transmisión. R52: se ha previsto un transitorio tendiente a mitigar esta posibilidad, que se describe en la sección 8.2.2 de este informe. R53: inicialmente se considera que la PF de las RER intermitentes debe ser cero, pero una vez que haya un desarrollo suficiente, por temas de simultaneidad podría darse que el conjunto de las centrales pudieran garantizar una cierta potencia con el mismo nivel de probabilidad que una central hidroeléctrica. R54: no se favorece la generación RER, sólo se recomienda considerar el caso previsto en la respuesta R53. Por otro lado la propuesta de cálculo de la PF sólo intenta que la PF asignada a una unidad refleje lo más ajustadamente posible su contribución a la confiabilidad del sistema, hecho que no sucede con la metodología actualmente en uso.


dicha disponibilidad real en el caso centrales térmicas e hidroeléctricas, que también debería ser válido para las RER intermitentes. Sin embargo, los consultores precisan que la potencia firme de las RER intermitentes debe ser cero, ya que no garantizan dicha potencia.

54. La participación de generación RER se caracteriza por una alta variabilidad en la disponibilidad del recurso, por lo que se debe recurrir a mayor reserva confiable. Sin embargo, el mecanismo favorece a algunas de dichas centrales RER y castiga a las centrales hidráulicas en la determinación de su potencia firme.

55. Verificar consistencia de lo indicado en el literal b) del Artículo 3°, con lo indicado en el numeral 6.1 "(…) En el caso de la generación hidroeléctrica en particular su Potencia Firme se determinará a partir de la energía firme promedio mensual de los seis meses de menor afluencia hidrológica".

56. Hacer participar a los usuarios libres con compromiso de racionamiento voluntario, auto-generadores o generadores no agentes, en el escenario de insuficiencia de potencia firme ofertada, contradice el objetivo de la presente propuesta de cambio de metodología de remuneración, que consiste, supuestamente, en garantizar la confiabilidad del suministro. Los agentes no sujetos a las reglas del COES en el SEIN sólo incrementarán las distorsiones en las decisiones y compromisos, en detrimento de los que –con expectativa de muy largo

R55: la propuesta para el cálculo de la PF de centrales hidroeléctricas se realiza en el mes de mayor requerimiento térmico. Se prevé que el mes de máximo requerimiento térmico se identifique inicialmente y luego se mantenga fijo. R56: la participación de usuarios libres con compromiso de racionamiento voluntario, auto-generadores o generadores no agentes, sólo se aplica a las subastas de último recurso, cuando el sistema está en riesgo. Y eso sólo debería darse cuando no haya suficiente PF de las unidades generadoras del SEIN, ya no habría motivo económico para que los generadores no ofrecieran su PF en las últimas subastas de ajuste. R57: la posibilidad de cambio de la PF debería ser considerado en los contratos. Alternativamente el generador puede cubrir un eventual déficit (o vender un excedente) en las subastas de ajuste o en el mercado secundario. R58: se ha propuesto un nuevo procedimiento de cálculo de la PF de las unidades generadoras. R59: depende del caso. Para gas será la fijada en los contratos de suministro y transporte, para líquidos de su disponibilidad en central. R60: se ha elaborado un borrador de procedimiento del cálculo del margen de reserva. En caso de las subastas de último recurso se deberá definir un procedimiento para verificar la disponibilidad de la PF ofertada. R61: no se ha propuesto que las simulaciones incluyan centrales que no son miembros del COES. Tal cual se ha propuesto en el respectivo procedimiento, la simulación de la operación tiene como objetivo minimizar el


plazo- han invertido en la infraestructura del SEIN.

57. Sobre la Potencia Firme Máxima, se debe mencionar que ese valor actualmente es movible por COES cada año (ejemplo por pruebas potencia efectiva o por hidrología), pero los contratos pueden ser de mayor duración; el efecto menos deseable sería para las hidroeléctricas.

58. No queda claro si para el cálculo de potencia y energía firme se mantendrán los actuales criterios de cálculo de potencia firme establecidos en el Artículo 110° del RLCE.

59. Para el cálculo de la potencia y energía firme de las centrales termoeléctricas, el literal a) del Articulo 3° de la propuesta indica que esta debe ser respaldada "(…) con los combustibles de que haga uso". Al respecto deberá precisarse si se refiere a la disponibilidad contractual para el suministro y transporte, o si se verificará la existencia física de los mismos.

60. Entre las disposiciones complementarias no se indica que COES deba desarrollar procedimientos en plazo determinados (modificar el Margen de Reserva); asimismo ¿se estarían adicionando funciones a COES, por ejemplo: cálculo de potencia y energía incluso a los no integrantes del COES?

61. Al estimar la potencia y energía firme de las hidroeléctricas, se establece que se hará con simulaciones de optimización, incluyendo todas las centrales, hasta los que no son parte del COES. Por lo cual, algunas de las centrales hidroeléctricas pueden verse perjudicadas pues no se maximiza su

máximo requerimiento de generación térmica, lo que implica que todos los embalses serán usados al máximo posible.


propia energía, sino todo el sistema. Como se manejaría estos cambios cuando se tengan contratos de potencia firme de largo o mediano plazo.

Confiabilidad

62. Se puede inferir que en diagnostico, se habría identificado problemas de confiabilidad en ciertas unidades antiguas. Sin embargo este mecanismo no sería la solución. Asimismo, este perjudica a las unidades existentes que operan de manera eficiente.

63. La confiabilidad está asociada a una cierta probabilidad de falla o cierta disponibilidad del recurso. Por tanto, no puede considerarse que la potencia firme garantice la entrega de electricidad ante requerimientos en el 100% de las situaciones. Sino que, la confiabilidad debe analizarse como sistema eléctrico y no por cada unidad aisladamente. Si se pretende que los usuarios cuenten con un nivel de suministro altamente confiable; esta solo podría ser alcanzada con mayor número de unidades disponibles, lo que incrementaría las tarifas para cubrir los costos de la confiabilidad.

64. ¿Cómo se define potencia y energía disponible? algunas centrales térmicas de a gas natural tienen limitaciones en sus contratos a firme para poder entregar toda su capacidad, ¿esto es considerado en el cálculo?

65. La propuesta indica que cuando el generador se declare indisponible no recibirá el pago adjudicado en la Subasta de Capacidad. Al respecto, ¿cómo se define indisponibilidad? Asimismo, considerando generadores siempre están sujetas a

R62: la PF de cada unidad tendrá en cuenta su disponibilidad histórica. No vemos como podría perjudicar a las unidades eficientes. R63: el margen de reserva se calcula según lo propuesto con el objetivo de asegurar el abastecimiento de la demanda con un cierto nivel de probabilidad definido por la autoridad. Este cálculo prevé que puede haber fallas en las unidades generadoras o falta del recurso primario. Este nuevo procedimiento de cálculo del margen de reserva puede o no llevar a valores de reserva superiores a los actuales, y en consecuencia, de ser mayor, podrían incrementarse las tarifas, dependiendo del precio resultante de la PF en la subastas. Está en la autoridad energética definir el compromiso entre confiabilidad y valor de las tarifas. R64: en los borradores de nuevos procedimientos de cálculo de la PF que hemos preparado se propone considerar el suministro firme de las centrales térmicas a gas sin combustible alternativo para el cálculo de su PF. Tanto en el contrato de suministro de gas como en el de trasponte. R65: indisponibilidad es no poder funcionar al nivel de potencia despachada por el COES. El procedimiento propuesto de cálculo de la PF de las unidades generadoras considera tanto la indisponibilidad fortuita como la programada, en este caso reducida por la proporción de mantenimiento que se realiza en el mes de máximo requerimiento térmico sobre el total anual. Para ello se indica que COES debe optimizar los períodos de


mantenimientos programados y fortuitos. ¿existe un límite de indisponibilidad en el cual no se le afecte su pago adjudicado?

66. Actualmente sólo existe una estimación de la confiabilidad a través de los factores de indisponibilidad fortuita y programada que prevé el procedimiento técnico N 25, por lo tanto, la participación en subastas sólo tiende a asegurar un ingreso y no a proponer una tecnología de suministro de alta confiabilidad.

mantenimiento. Esta consideración es necesaria ya que el cálculo del margen de reserva pretende asegurar la confiabilidad del sistema. En ese sentido ignorar las salidas de servicio por mantenimiento puede llevar a subestimar el riesgo de falla. Pero con el procedimiento propuesto sólo se consideraría una proporción del tiempo de mantenimiento de cada unidad. R66: las propuestas de este estudio se orientan a establecer una relación directa entre PF de una unidad y su contribución a la confiabilidad del suministro. Por lo tanto se produce un cambio conceptual importante, ya que con la regulación actual esa relación está distorsionada.

Determinación el Margen de

Reserva

67. No queda claro como el Ministerio de Energía y Minas determinará el Margen de Reserva (MR). Que cumpla los criterios de confiabilidad y minimización de la máxima generación térmica.. Asimismo, en vista que el Margen de reserva es determinado cada cuatro años y puede incrementarse o disminuir, en caso se incremente, ¿este generaría mayor obligación para la demanda?, en estos casos se debe aclarar si la demanda tendría que volver a participar en la subasta de capacidad por el nuevo MR determinado, del mismo modo, ¿cuál sería el proceder en caso el MR disminuya?

68. Si el MR es a propuesta del COES se tiene el riesgo que los generadores presionen para que se incremente y así facturar más a los clientes. Como se propone mitigar este riesgo.

69. No es exacta la afirmación: "(…) no se materializa la contraprestación del respectivo Margen de Reserva, por el cual los

R67: con este objetivo se ha preparado un borrador de procedimiento de cálculo del margen de reserva. El MR quedaría fijo en el año de suministro de la PF. Los cambios en las proyecciones de demanda (+-) deben ser compensados por la demanda en las subastas de ajuste. R68: EL Ministerio y/o OSINERGMIN deben aprobar el cálculo. Adicionalmente su cálculo se basará en un procedimiento transparente que puede ser verificado por los agentes. R69: lo que se quiso decir en ese párrafo es que existe un coeficiente denominado “margen de reserva” en el cálculo del precio base de la potencia, que no supone ninguna prestación de reserva a la demanda. R70: está previsto que la PF de los participantes inversores entre en forma prioritaria como oferta en las subastas siguientes a aquella en la que han resultado adjudicadas. Respecto a los clientes, estos pueden quedar sub o sobre contratados en caso de


usuarios pagan"; pues si bien el suministrador es quién garantiza directamente la reserva del cliente, la unidades de mayor costo variable del sistema se remuneran mediante el cargo de reserva incorporado en la tarifa de potencia, mediante las transferencias del COES. Lo que permite que el servicio sea prestado de forma eficiente por las tecnologías más adecuadas.

70. Si el MR se revisa o actualiza cada 4 años, entonces un cliente tiene el riesgo de quedar desabastecido o sobrecontratado si se considera que los Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga una validez de cinco o diez años. Como se mitigaría este riesgo.

cambios de su demanda, en ese caso deben compensar las diferencias en las subastas de ajuste.

Condiciones Operativas

71. La Potencia Firme actualmente está asociada a la Potencia Efectiva, si hay una variación en la última conforme a las pruebas de potencia efectiva que están previsto en realizar por los generadores, ¿puede hacer incumplir su contrato?, y en este caso como el generador podría mitigar el riesgo que la potencia firme inicialmente comprometida, no le puede garantizar con sus generadores por la actualización de las potencia efectivas.

72. En la afirmación “los generadores con potencia firme vendida tienen la obligación de producir en el mercado de corto plazo cuando sea convocado por el COES…”. Se debe tener en cuenta que la LCE establece como condición básica, para el sistema peruano, el despacho económico por mínimo costo de operación y racionamiento, reflejado a través de los costos variables

R71: todo cambio en la PF se puede compensar en las subastas de ajuste. Todo generador tiene la opción de mitigar este riesgo ofertando un valor menor a su PF máxima, por lo cual sí cambia su PF máxima, igual puede cumplir con sus contratos R72: no se alteran las premisas de la Ley, el COES debe despachar en forma económica a toda la generación incluyendo por supuesto a los generadores con PF vendida en el mercado de PF. La única consideración especial es que si un generador que ha vendido PF y no ha informado indisponibilidad no puede producir lo requerido por COES estará sujeto a la penalización prevista. R73: el mercado de PF se basa en proyecciones. Luego cuando llegue la operación se comprobará la producción real de cada unidad. R74: la eliminación de las transferencias de potencia se refiere sólo a la PF. El resto queda como hasta ahora.


de las unidades del Sistema. Una alteración a estas premisas desvirtúa la legislación y marco normativo establecido. Por otro lado, los generadores que no tengan potencia firme vendida pueden, incluso, despachar disminuyendo su generación (pues no estarían obligados a la condición de potencia efectiva) y especular con la ganancia marginal del despacho.

73. A la fecha no se tiene la seguridad de la correcta información contenida en las declaraciones de medidores mes a mes para las transferencias de energía y potencia (que constantemente se recalculan), es decir, mucho menos se tendría seguridad para comprometer magnitudes para un horizonte de largo plazo (03 años) de propuestas en las secuencias de subastas para el período de provisión de la potencia firme.

74. Al eliminar las transferencias de potencia, con la propuesta, ¿cómo se reparte el ingreso tarifario o saldo resultante de las transferencias de energía? y como se recauda los peajes de Sistema Principal y Garantizados y cargos adicionales.


20. ANEXO 12 – EJEMPLO DE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE POTENCIA FIRME Y LAS SUBASTAS DE AJUSTE

Se ha preparado un ejemplo numérico para explicar como se prevé que operaría el mercado de PF y las subastas de ajuste. Subasta Inicial Previamente a la subasta, en las fechas indicadas en la regulación, el COES determina la cantidad de PF a contratar: Requerimientos PF (demanda + reserva): 10376 MWPotencia firme en contratos (DisCos + Usuarios Libres): 9320 MW Potencia firme a licitar: 1056 MW En la fecha de la subasta se reciben las siguientes ofertas de generadores:

Agente PF Ofertada

PF acumulada Precio Acepta

MW MW USD/kW-

año adj. Parcial

GEN-1 36 36 21.8 no

GEN-2 112 148 23.2 no

GEN-3 91 239 24.8 no

GEN-4 71 310 27.4 no

GEN-5 87 398 31.5 no

GEN-6 28 426 32.2 si

GEN-7 105 531 34.4 no

GEN-8 117 648 34.4 no

GEN-9 19 667 35.0 si

GEN-10 85 752 39.2 no

GEN-11 74 825 40.9 no

GEN-12 3 829 41.2 si

GEN-13 2 830 42.5 si

GEN-14 35 866 42.9 si

GEN-15 117 982 48.0 no

GEN-16 80 1,062 52.1 no

GEN-17 47 1,109 57.3 no

GEN-18 90 1,199 59.9 si

GEN-19 1 1,200 61.6 si

GEN-20 77 1,277 63.7 no


GEN-21 80 1,357 66.2 no

GEN-22 104 1,461 70.2 no

GEN-23 81 1,542 71.4 no

GEN-24 15 1,557 73.2 si

GEN-25 49 1,606 77.5 no En forma gráfica:

Se aprecia que la oferta del agente GEN-16 es la que lleva la cantidad a contratar por encima del requerimiento. Todos los agentes que ofertaron un precio menor o igual al del GEN-14 resultan seleccionados y recibirán como pago el precio ofertado. Sin embargo, como la oferta del GEN-16 es indivisible y sólo se requerirían 74 MW de los 80 MW ofertados, se debe resolver este caso según lo propuesto en las bases de la licitación. Si se adjudica la totalidad de la oferta al GEN-16, habría un sobrecosto:

SC1 = (80 – 74) * 52.1 * 1000 = 312,600 USD Si se adjudican esos 74 MW al agente GEN-18, cuya oferta es divisible, el sobrecosto sería:

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Precio Ofertado USD

/kW‐año

MW Ofertados

Precio (USD/kW‐año) Precio Max. (CONE)


SC2= 74 * (59.1 – 52.1) * 1000 = 572,295 USD Por lo tanto la solución es adjudicar 80 MW a GEN-16. En el año de prestación la remuneración que recibiría cada generador sería:

RAi = PFadji * POi * (1 – hrsindi/8760) - penali Donde:

RAi: remuneración anual del generador “i” POi: precio ofertado por el generador “i” PFadji: PF adjudicada al agente “i” hrsindi: horas del año en que el generador “i” estuvo indisponible. penali: penalidades pagadas por el agente “i”

El pago total que recibirían los generadores adjudicados (∑ PFadji * POi) es de 37.378.530 USD, cifra que dividida por la potencia firme total adjudicada (1056 MW+ 6MW) da un valor de 35.1 USD/kW-año, que es el precio que pagaría toda la demanda que participó en la subasta.

Subasta de Ajuste

Luego de un año la demanda actualiza sus proyecciones, con los resultados que se muestran en la tabla siguiente:

Agente

Demanda (MW) no cubierta

inicialmente

Cambio(MW) un año

después

DEM1 78 3

DEM2 60 0

DEM3 43 ‐1

DEM4 100 7

DEM5 40 ‐2

DEM6 78 3

DEM7 60 0

DEM8 112 11

DEM9 27 ‐2

DEM10 107 9

DEM11 30 ‐2

DEM12 13 ‐1

DEM13 53 ‐1

DEM14 75 2

DEM15 3 ‐1

DEM16 10 ‐1


DEM17 35 ‐2

DEM18 93 6

DEM19 11 ‐1

DEM20 27 ‐2

Total 1056 25Demanda que disminuye ‐16

Demanda que aumenta 41

Para este ejemplo se supone que:

La demanda que disminuye oferta la reducción prevista (que resulta comprada en exceso) al precio medio que resultó en la subasta inicial

Los generadores no casados en la subasta inicial participan de la subasta de ajuste, ofertando el mismo precio.

Las ofertas serían entonces:

Agente PF Ofertada PF acumulada Precio

MW MW USD/kW‐año

DEM3 1 1 35.1

DEM5 2 3 35.1

DEM9 2 5 35.1

DEM11 2 7 35.1

DEM12 1 8 35.1

DEM13 1 9 37.0

DEM15 1 10 37.0

DEM16 1 11 37.0

DEM17 2 13 39.0

DEM19 1 14 45.0

DEM20 2 16 49.0

GEN‐17 47 63 57.3

GEN‐18 90 153 59.9

GEN‐19 1 154 61.6

GEN‐20 77 231 63.7

GEN‐21 80 311 66.2

GEN‐22 104 415 70.2

GEN‐23 81 496 71.4

GEN‐24 15 511 73.2

GEN‐25 49 560 77.5


La demanda a abastecer en la subasta de ajuste de 25MW su cubre con las ofertas de venta de la demanda sobre-contratada más 9 MW del generador 17. Como la oferta de este es indivisible, se compara el sobrecosto de contratar toda su oferta:

SC1 = (63000kW–9000kW) * 57.3 USD/kW-año = 3.096.000USD

Contra el sobrecosto de contratar a un mayor precio con el generador 18:

SC2=(59.9USD/kW-año–57.3USD/kW-año)*9000kW=22.700USD

En este caso la solución más conveniente es adjudicar los 9MW faltantes al generador 18.

El precio para la demanda del ajuste sería de 43.1 USD/kW-año, valor calculado de forma similar al de la subasta inicial.

reforzamiento de la implementación de la planificación … · este informe final se refiere a las...

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