“AÑO DEL BICENTENARIO DEL PERÚ: 200 AÑOS DE INDEPENDENCIA”
Sábado  29 de mayo de  2021
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN
EN ENERGÍA Y MINERÍA
OSINERGMIN N° 096-2021-OS/CD
Aprobación del nuevo Procedimiento Técnico
del COES N° 25 “Determinación de los Factores
de Indisponibilidad, Presencia e Incentivos a
la disponibilidad de las Centrales y Unidades
de Generación” (PR-25), de los Criterios y
Metodología para determinar los respectivos
Factores de Referencia a la Contratación (FRC),
y de los FRC para el periodo 01 de junio de 2021
al 30 de abril de 2025”
SEPARATA ESPECIAL
2
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA
OSINERGMIN Nº 096-2021-OS/CD
Lima, 27 de mayo de 2021
CONSIDERANDO
Que, en el artículo 13 literal b) de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo E?ciente de la Generación Eléctrica,
se estableció que una de las  funciones de interés público a cargo del COES es  elaborar los procedimientos en materia
de operación del SEIN y administración del  Mercado de Corto Plazo, los cuales son presentados a Osinergmin para  su
aprobación;
Que, con Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema
(“COES”),
en cuyo artículo 5.1 se detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas
de Procedimientos Técnicos en materia de operación del SEIN. Para tal efecto, en el artículo 5.2 del citado Reglamento
se  establece  que el  COES  debe  contar  con una  Guía  de  Elaboración  de Procedimientos  Técnicos  aprobada  por
Osinergmin, la cual incluirá, como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles
de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento;
Que, mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD se aprobó la Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos (“Guía”),
estableciéndose el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES.
Esta Guía fue modi?cada posteriormente con las Resoluciones Nº 088-2011-OS/CD, Nº 272-2014-OS/CD, Nº 210-2016-
OS/CD y Nº 090-2017-OS/CD;
Que, conforme lo  dispuesto en el artículo 6.1  de la Guía, la propuesta  de Procedimiento Técnico debe estar  dirigida a
Osinergmin adjuntando los respectivos  estudios económicos, técnicos y legales que sustenten  su necesidad. Según lo
dispuesto en el artículo 7 de la Guía los meses en los cuales se reciben las propuestas en Osinergmin son: abril, agosto
y diciembre, salvo situación distinta justi?cada;
Que, mediante Resolución Nº 055-2017-OS/CD, publicada el 31 de marzo de 2017, se aprobó el Procedimiento Técnico
COES  Nº 25  “Determinación  de los  Factores  de Indisponibilidad,  Presencia  e Incentivos  a  la disponibilidad  de  las
Centrales y Unidades de Generación” (“PR-25”);
Que, mediante Carta COES/D-1482-2019  recibida el 28 de diciembre  de 2019, el COES remite la  propuesta de nuevo
PR-25 (primer proceso). En dicho proceso, se realizaron las observaciones mediante O?cio 334-2020-GRT del 7 de mayo
de 2020, las cuales fueron absueltas por el COES mediante Carta COES/D-416-2020 recibida el 30 de junio de 2020;
Que, mediante  Resolución Nº  153-2020-OS/CD publicada  el 23  de setiembre  de 2020, se  dispuso la  prepublicación
del nuevo PR-25 correspondiente a este proceso iniciado el  año 2019. Asimismo, dentro del plazo establecido en dicha
resolución, se recibieron los comentarios y sugerencias de: 1) Engie Energía Perú S.A., 2) Gas Natural de Lima y Callao
S.A., 3) Fénix  Power Perú S.A., 4) Enel  Generación Perú S.A.A., 5)  Kallpa Generación S.A., 6) Termochilca  S.A., y 7)
Comité de Operación Económica del Sistema (COES); los cuales fueron trasladados al COES para su opinión, mediante
O?cio Nº 894-2020-GRT.  Con fecha 20 de  enero de 2021,  mediante Carta COES/D-052-2021, se  recibió la respuesta
del COES. Estos comentarios y  sugerencias han sido analizados en el  Informe Técnico Nº 298-2021-GRT y el Informe
Legal Nº 299-2021-GRT;
Que, por otro lado, y, encontrándose en curso el proceso de aprobación del nuevo PR-25 antes indicado, el 30 de enero
de 2021, se publicó en el diario o?cial “El Peruano”, el Decreto Supremo Nº 003-2021-EM, Decreto Supremo que mejora
la e?ciencia en el uso  de la capacidad de transporte de gas para  la generación térmica con gas natural y  el pago de la
potencia ?rme, mediante  el cual se  modi?có el numeral  VII del literal  c) del artículo  110 del Reglamento de  la Ley de
Concesiones Eléctricas. Asimismo, se dispuso que el COES proponga a Osinergmin la propuesta de modi?cación de los
procedimientos técnicos que resulten necesarios para la aplicación del referido Decreto Supremo, en un plazo máximo de
45
días calendario y se otorgó a Osinergmin un plazo máximo para su aprobación hasta antes del 30 de mayo de 2021;
Que, en atención a lo establecido por el Decreto Supremo Nº 003-2021-EM, mediante carta COES/D-181-2021, el COES
remitió al Osinergmin una segunda propuesta de modi?cación del PR-25 (segundo proceso), con la ?nalidad de adecuar
dicho Procedimiento Técnico a los cambios implementados por el referido decreto supremo, para la aplicación del Factor
de Referencia a la Contratación (“FRC”);
Que, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía y con el citado decreto supremo, mediante O?cio Nº 376-2021-GRT del
25
de marzo de 2021 se remitieron al COES las observaciones a la propuesta alcanzada. Con  fecha 06 de abril de 2021,
el COES remitió la carta COES/D-259-2021, mediante la cual presenta la respuesta a las observaciones de Osinergmin;
Que, por su  parte, el FRC es el  valor que representa el  porcentaje mínimo de contratación de  transporte ?rme de gas
natural (“CRD”), con relación a la capacidad máxima de transporte requerida, con el objetivo que la central de generación
tenga un Factor  de Incentivo a  la Disponibilidad respecto  a la garantía de  combustible igual a  la unidad. Conforme  al
Decreto Supremo  Nº 003-2021-EM, corresponde  a Osinergmin  de?nir los criterios  y metodología para  determinar los
respectivos FRC, así como su determinación y periodo de vigencia;
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
3
Que, conforme a  lo expuesto, mediante Resolución Nº  076-2021-OS/CD, publicada el 21 de  abril de 2021, se dispuso
la prepublicación de: i)  las modi?caciones al PR-25, ii) de  los criterios y metodología para determinar  los FRC y iii) por
esta primera oportunidad , de  la ?jación de los valores de los  FRC para el periodo comprendido desde el 1  de junio de
2021
al 30  de abril de  2025, en  atención a las  disposiciones del  Decreto Supremo Nº  003-2021-EM, y siguiendo  las
pautas establecidas en  el numeral 8.3  de la Guía y  en el artículo 14  del Reglamento aprobado  con Decreto Supremo
Nº 001-2009-JUS, y en el artículo 25 del  Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo Nº
054-2001-PCM;
Que, dado que se encontraban en curso dos procesos de modi?cación al PR-25 de forma paralela, en la citada Resolución
Nº 076-2021-OS/CD se dispuso que la aprobación del nuevo PR-25, cuyo proceso inició  mediante Carta COES/D1482-
2019
(primer proceso) se efectuaría a más tardar el 28 de mayo de 2021, conjuntamente con la etapa de aprobación de la
modi?cación del PR-25, cuyo proceso inició mediante Carta COES/D-181-2021 (segundo proceso), esto con la ?nalidad
de uni?car ambos procesos en un solo acto de aprobación del nuevo PR-25;
Que,  dentro del  plazo  establecido  en  la mencionada  resolución,  se  recibieron  los  comentarios  y sugerencias   de:
1)
Statkraft  Perú  S.A., 2)  Kallpa  Generación  S.A., 3)  Fénix  Power Perú  S.A.,  4) Enel  Generación  Perú  S.A.A., 5)
Sociedad Nacional  de Minería,  Petróleo y Energía,  6) Sociedad  de Comercio Exterior  del Perú,  7) Termochilca S.A.,
Transportadora  de Gas  del Perú  S.A., 9)  Gas Natural  de Lima  y Callao  S.A. –  Calidda, 10)  Engie Energía  Perú
8)
S.A.,  y, del 11)  COES; los  cuales han  sido analizados  en  el Informe  Técnico  Nº 298-2021-GRT  y el  Informe Legal
Nº 299-2021-GRT,  previo  cumplimiento  de  lo dispuesto  en  el artículo  5.3  del  Reglamento  del COES,  habiéndose
acogido aquellos  que contribuyen  con el objetivo  del procedimiento  técnico,  correspondiendo  la aprobación ?nal  del
procedimiento;
Que, en ese  sentido, se ha  emitido el Informe Técnico  Nº 298-2021-GRT de la  División de Generación  y Transmisión
Eléctrica y el Informe Legal Nº 299-2021-GRT de la Asesoría Legal  de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales
complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin;
De conformidad   con lo  establecido  en la  Ley Nº  27332;  en el  Reglamento  General  de Osinergmin,  aprobado  por
Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM;  en la Ley Nº 28832, “Ley para Asegurar  el Desarrollo E?ciente de la Generación
Eléctrica”;   en  el  Reglamento   del  Comité   de  Operación   Económica  del   Sistema  (COES),   aprobado  mediante
Decreto  Supremo  Nº  027-2008-EM;  en  el  Decreto  Supremo  Nº  003-2021-EM,  y  en  la  “Guía  de Elaboración   de
Procedimientos  Técnicos”,  aprobada  con Resolución  Nº 476-2008-OS/CD;   así como  en sus normas  modi?catorias
y complementarias;
Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 19-2021.
SE RESUELVE
Artículo 1º.-Aprobar el nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 25 “Determinación de los Factores de Indisponibilidad,
Presencia e Incentivos a la disponibilidad de las Centrales y Unidades de Generación” (PR-25), conforme a lo consignado
en el Anexo 1 de la presente resolución.
Artículo 2º.-  Derogar el  Procedimiento Técnico del  COES Nº 25  “Determinación de  los Factores  de Indisponibilidad,
Presencia e  Incentivos a  la disponibilidad de  las Centrales  y Unidades  de Generación”  aprobado con Resolución  Nº
055-2017-OS/CD.
Artículo  3º.-  Establecer  los  criterios  y metodología  para  determinar  los  respectivos  Factores  de  Referencia  a  la
Contratación (FRC), conforme a lo consignado en el Anexo 2 de la presente resolución.
Artículo 4º.- Fijar, para  el periodo comprendido del 01 de  junio 2021 al 30 de abril  2025, los Factores de Referencia a
la Contratación  (FRC), relacionados a la  aplicación de lo  dispuesto en el  numeral VII del literal  c) del artículo  110 del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM y modi?cado por
el Decreto Supremo Nº 003-2021-EM, de acuerdo a lo siguiente:
Tecnología
Ciclo Combinado (CC)
Ciclo Simple (CS)
FRC
0,6396
0,1575
0,4225
Motores Reciprocantes (MR)
Artículo 5º.- Disponer la publicación de la presente resolución en el diario o?cial El Peruano y consignarla, conjuntamente
con el Informe Técnico Nº 298-2021-GRT y el Informe Legal Nº 299-2021-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas,
en el portal de internet de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2021.aspx. Estos
informes son parte integrante de la presente resolución.
JAIME MENDOZA GACON
Presidente del Consejo Directivo
Osinergmin
4
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
Anexo 1
PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN
ECONÓMICA DEL SEIN
COES
PR-25
DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE INDISPONIBILIDAD, PRESENCIA
E INCENTIVOS A LA DISPONIBILIDAD DE LAS CENTRALES Y UNIDADES DE
GENERACIÓN
•
Aprobado por Osinergmin,  mediante Resolución Nº  096-2021-OS/CD del 27 de  mayo
de 2021
1.
OBJETIVO
Establecer los criterios  que debe considerar el  COES para determinar los  Factores de Indisponibilidad, Factores
de Presencia y Factor de Incentivos a la Disponibilidad de las centrales y Unidades de Generación que sirven para
calcular los Ingresos Garantizados por Potencia Firme de los Generadores.
2.
BASE LEGAL
El presente Procedimiento se rige por las siguientes normas y sus respectivas normas concordantes, modi?catorias
y sustitutorias:
2.1
2.2
2.3
Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas.
Ley Nº 28832.- Ley para Asegurar el Desarrollo E?ciente de la Generación Eléctrica.
Decreto Legislativo Nº 1002.- Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión Privada para la Generación de
Electricidad con el Uso de Energías Renovables.
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Decreto Supremo Nº 037-2006-EM.- Reglamento de Cogeneración.
Decreto Supremo Nº 027-2008-EM.- Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema.
Decreto Supremo Nº 046-2010-EM.- Reglamento del Mercado Secundario de Gas Natural
Decreto Supremo Nº 012-2011-EM.- Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables.
Decreto Supremo Nº 003-2021-EM.- Decreto Supremo que mejora la e?ciencia en el uso de la capacidad de
transporte de gas para la generación térmica con gas natural y el pago de la potencia ?rme.
3.
DEFINICIONES
Para efectos  del presente  Procedimiento, todas  las de?niciones  de los  términos en singular  o plural  que estén
contenidos  en  éste,  inicien  con mayúscula,  y  no  tengan  una  de?nición  propia en  el  mismo,  serán  aquellas
de?niciones  contenidas  para  tales  términos  en el  “Glosario  de  Abreviaturas  y  De?niciones  utilizadas  en  los
Procedimientos  Técnicos del  COES-SINAC”,  aprobado mediante  Resolución Ministerial  Nº  143-2001-EM/VME
o la norma que  lo sustituya; y en su defecto,  serán aquellas de?niciones  contenidas en las normas  citadas en la
Base Legal.
En todos los casos cuando en el presente Procedimiento se citen normas, procedimientos técnicos o cualquier otro
dispositivo legal, se entenderá que incluyen todas sus normas concordantes, modi?catorias y sustitutorias.
Para  la  aplicación del  presente  Procedimiento,  los  siguientes  términos  tienen el  signi?cado  que  se  indica  a
continuación:
Indisponibilidad de centrales o Unidades  de Generación: Ocurre cuando una central o Unidad  de Generación
no se  encuentra  a disposición  del COES  para entregar  una  parte o  la totalidad  de su  potencia efectiva.  Para
las centrales  o Unidades  de generación  térmica,  incluye los  casos de  limitaciones por  cantidad y/o  calidad de
combustible, tal que le impida entregar parte o la totalidad de su potencia efectiva.
Indisponibilidad Parcial:  Es la  Indisponibilidad de  una central o  Unidad de  Generación en  la que  parte de su
Potencia Efectiva no se encuentra a disposición del COES.
Indisponibilidad Total:  Es la  indisponibilidad de  una central  o Unidad  de Generación  en la  que el  total de  su
Potencia Efectiva no se encuentra a disposición del COES.
Indisponibilidad Fortuita:  Es la indisponibilidad  mencionada en  el numeral III  del inciso  c) del artículo  110 del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, que se  inicia por causa imprevista (con referencia al PDO) y se
mantiene hasta que  la unidad sea  declarada como disponible.  Tendrá una duración máxima  de 7 días  contados
desde el inicio de su ocurrencia, luego de lo cual será considerada como Indisponibilidad Programada.
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
5
Indisponibilidad Programada:  Es aquella  cuyo inicio  se encuentra  previsto en  el  PDO. Se  considerará como
Indisponibilidad Programada a toda Indisponibilidad Fortuita cuya duración supere los siete días, a partir del octavo
día.
4.
OBLIGACIONES
4.1
De los Generadores
Los Generadores deberán entregar al COES:
-
Para centrales o Unidades de Generación que operan con gas natural:
(i)
La  información sobre  la  capacidad de  transporte de  combustible  en millones  de  pies cúbicos  (MMPCD)
correspondiente a cada central o Unidad de Generación. Dicha capacidad será según corresponda:
a)
b)
c)
Capacidad de transporte de gas natural disponible diaria del tramo de ducto propio o de tercero – CDU,
y/o
Capacidad Reservada  Diaria  contratada a  ?rme con  el  concesionario de  transporte de  gas natural,
incluyendo lo indicado en el numeral (ii) siguiente – CRD, y/o
Capacidad contratada diaria a ?rme con el concesionario de distribución de gas natural - CCD.
(ii)
La Capacidad Reservada  Diaria adquirida y/o  vendida de manera complementaria  mediante transferencias
en el Mercado Secundario de Gas Natural, según lo establecido en la Segunda Disposición Complementaria
Final del Decreto Supremo Nº 003-2021-EM.
La información del presente numeral y la del numeral (i) de esta sección debe ser puesta en conocimiento del
COES con los documentos de sustento correspondientes (adendas de contratos de ser el caso) en los plazos
y formatos establecidos en el Anexo A del presente procedimiento.
-
Para centrales o Unidades de Generación que cuenten con almacenamiento de gas natural:
(iii)
El stock disponible de gas  natural en millones de pies cúbicos (MMPCD). Dicha información  tendrá carácter
de declaración  jurada  y será  presentada diariamente  según  los plazos  establecidos en  el  Procedimiento
Técnico del COES Nº 01 “Programación de la Operación de Corto Plazo”.
-
Para todas las centrales o Unidades de Generación:
(iv)
La información adicional o la subsanación de observaciones según sea requerida por el COES, dentro de un
plazo no mayor de 1 día hábil  de noti?cado el requerimiento respectivo. En los casos que el COES veri?que
que la información adicional no se ajusta a la realidad o está incompleta o la absolución de observaciones no
sea satisfactoria, el COES podrá utilizar la mejor información disponible.
4.2
Del COES
(i)
Determinar los  Factores de Indisponibilidad  de las centrales  y Unidades de  Generación para las  Horas de
punta del Sistema.
(ii)
Determinar los Factores de Presencia de las centrales hidroeléctricas para las Horas de punta del Sistema.
(iii)
Determinar los Factores de Incentivos a la Disponibilidad de las centrales y Unidades de Generación utilizando
el Factor de garantía de transporte de combustible (FGTC) y de transporte eléctrico (FGTE), los mismos que
se calculan en base a la capacidad garantizada de transporte de combustible informada por los Generadores
y la capacidad de las instalaciones de transmisión que conectan la central o Unidad de Generación al sistema,
respectivamente.
(iv)
(v)
Publicar mensualmente en el  portal de internet del COES,  los Factores de Indisponibilidad, los  Factores de
Presencia, y los Factores de Incentivos a la Disponibilidad con la valorización de Transferencia de Potencia.
A solicitud de Osinergmin, remitir la información que requiera para la determinación de los valores del FRC a
aplicarse en el presente procedimiento.
(vi)
Remitir a Osinergmin y  a los Generadores Integrantes, un  reporte que contenga los incumplimientos  de las
obligaciones de los Generadores.
5.
DETERMINACIÓN  DE  LOS  FACTORES  DE  INDISPONIBILIDAD  DE  LAS  UNIDADES  Y  CENTRALES  DE
GENERACIÓN
5.1
CRITERIOS A TOMAR EN CUENTA
-
Para la determinación de los Factores de Indisponibilidad  de las centrales y Unidades de Generación deben
seguirse los siguientes criterios:
5.1.1
LAS   INDISPONIBILIDADES   DE   LAS    CENTRALES   O   UNIDADES   DE   GENERACIÓN    PARA   LA
DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE INDISPONIBILIDAD
Todos los casos de Indisponibilidades Fortuitas, Parciales, Programadas y Totales de las centrales y Unidades
de Generación  deben  ser considerados  para la  determinación de  los Factores  de  Indisponibilidad de  las
centrales y Unidades de Generación, con excepción de los siguientes casos:
6
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
(i)
En los casos de centrales o Unidades de Generación con limitaciones de producción por Perturbaciones
o Intervenciones en el sistema eléctrico de transmisión.
(ii)
En los casos de centrales o Unidades de Generación que operan exclusivamente con gas natural y que
presenten limitaciones de producción  de energía eléctrica por fallas, mantenimientos y/o  ampliaciones
de la infraestructura de producción, transporte o distribución de gas natural.
(iii)
(iv)
(v)
En los casos que las limitaciones de producción de las centrales o Unidades de Generación que operan
con gas natural de Camisea fueron originadas por la nominación de gas efectuada en base al PDO.
En  los  casos   de  centrales  o  Unidades   de  Generación  con   limitaciones  de  producción  por   las
In?exibilidades Operativas registradas en sus ?chas técnicas.
En los casos de centrales de generación del tipo ciclo combinado con limitaciones de producción en sus
Unidades de Generación debido a su proceso de acoplamiento termodinámico.
(vi)
(vii)
En los casos que  una central o Unidad de Generación  hidroeléctrica, se vea afectada por limitaciones
de generación inherentes a las características de su fuente de energía primaria.
En los casos de unidades o Centrales de Cogeneración Cali?cadas, cuando se encuentren asociadas al
Calor Útil de su proceso productivo.
(viii)  Cuando la central o Unidad de Generación esté próxima al límite de las horas equivalentes de operación
o número de arranques para mantenimiento mayor y el COES disponga postergar  la fecha de inicio de
dicho mantenimiento, salvo en los periodos de operación dispuestos por el COES.
(ix)
En los  periodos en que  una central o  Unidad de Generación  se encuentre operando  por pruebas  en
aplicación al Procedimiento Técnico COES Nº 17 “Determinación de la Potencia efectiva y Rendimiento
de las Unidades de GeneraciónTermoeléctrica” y/o al ProcedimientoTécnico COES Nº 18 “Determinación
de la Potencia Efectiva de Centrales Hidroeléctricas” o los que lo reemplacen.
5.1.2
CONSIDERACIONES   GENERALES    PARA   LA   DETERMINACIÓN   DE    LAS   INDISPONIBILIDADES
PARCIALES Y TOTALES DE LAS CENTRALES O UNIDADES DE GENERACIÓN
Periodos de indisponibilidad
5.1.2.1
La  determinación de  los  Factores  de  Indisponibilidad de  las  centrales  o Unidades  de  Generación  se
realizará exclusivamente en función  de las indisponibilidades de las  centrales o Unidades de Generación
ocurridas durante los periodos correspondientes a las Horas de punta del Sistema.
5.1.2.2
Casos de carencia de información histórica
Se  debe considerar   que  se carece  de  información  histórica   en los  siguientes  casos:  a)  en  el  caso
de  una central  o  Unidad  de Generación  que  ingresa  por  primera  vez en  Operación  Comercial,  y  b)
en el  caso  de una  central  o Unidad  de Generación   que reingrese  en  Operación  Comercial  luego  de
haber sido  sometida a modi?caciones  por  reconstrucción,  repotenciación,  ampliación  y/o reconversión
para  cambiar  el  uso  de  combustible  de  un  tipo  a  otro  o  para  operar  en  ciclo  combinado.  En  ese
sentido,  no  será  considerada   para  la  aplicación  del  presente  Procedimiento   la  información  de  las
indisponibilidades  registradas  hasta  antes de  que la  Unidad de  Generación hubiese  sufrido  alguna(s)
de la(s)  modi?cación(es)  antes indicada(s).
Toda Unidad de Generación que se reconvierta para ser  del tipo dual (operar además con un combustible
alternativo) no será considerada como unidad que carece de historia.
5.1.2.3
5.1.2.4
Casos de Unidades Térmicas Duales
Para los  casos de  Unidades de  Generación térmica  duales,  la determinación  de su  indisponibilidad se
realizará con  la  mayor Potencia  Efectiva entre  las logradas  con sus  combustibles, según  ?cha técnica
vigente. En caso de que el  combustible que logre la mayor potencia efectiva no  sea su?ciente para cubrir
las Horas punta del Sistema, se podrá complementar con el otro combustible.
Casos de Indisponibilidad por Fuerza Mayor
Cuando  una Unidad  de  Generación que  se encuentra  indisponible  por fuerza  mayor,  cali?cada por  el
Osinergmin. Para este caso, el número de horas de indisponibilidad será calculado utilizando los valores de
indisponibilidades del cuadro del Anexo C.
5.1.3
CONSIDERACIONES   ESPECIALES    PARA   LA   DETERMINACIÓN   DE   LAS    INDISPONIBILIDADES
PARCIALES DE LAS UNIDADES O CENTRALES DE GENERACIÓN
Las Indisponibilidades Parciales de las centrales o Unidades de Generación se determinarán considerando lo
siguiente:
(i)
La Potencia Restringida (Pr) se calcula como la Potencia Efectiva de la central o Unidad de Generación
menos la potencia a la cual está limitada la Unidad de Generación. Para el cálculo de la Pr, según sea el
caso, se debe descontar la reserva asignada para la regulación primaria y/o secundaria de frecuencia.
(ii)
Se veri?ca la ocurrencia de la Indisponibilidad Parcial  de una Unidad de Generación siempre que la Pr
de ésta sea igual o mayor al 15% de su Potencia Efectiva. Esta veri?cación también aplica a los periodos
de consigna a máxima generación en tiempo real por parte del COES.
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
7
(iii)
Cuando una Indisponibilidad Parcial se encuentre consignada en el PDO y en su ejecución la Pr resulte
mayor a la prevista, dicho exceso será considerado como Indisponibilidad Fortuita. Cuando la Pr resulte
menor a la prevista, ésta será considerada como Indisponibilidad Programada.
(iv)
(v)
Se utilizará la Potencia Efectiva que se emplea para  el cálculo de la Potencia Firme, cuando la Unidad
de Generación tenga más de un modo de operación (gas, gas con agua, entre otros).
Para el  caso de Unidades  de Generación que  conforman una central  tipo turbo vapor  en la cual  sus
calderos están  conectados a un colector  común la Pr  se asignará entre  las Unidades de  Generación
disponibles en función a  sus e?ciencias, eligiendo primero la de  menor e?ciencia y así sucesivamente
hasta agotar la Pr.
5.1.4
CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS INDISPONIBILIDADES TOTALES
DE LAS UNIDADES O CENTRALES DE GENERACIÓN
Las Indisponibilidades Totales de las Unidades de Generación se determinarán considerando lo siguiente:
(i)
Cuando la central o Unidad de Generación está operando, la Indisponibilidad Total se inicia cuando deja
de estar sincronizada con el SEIN.
(ii)
(iii)
(iv)
Cuando la central o Unidad de Generación se encuentre en condición de reserva fría, la Indisponibilidad
Total se inicia en el momento en el que es declarada indisponible por su titular.
La Indisponibilidad  Total  concluye cuando  la Unidad  de Generación  es  declarada disponible  por su
titular.
Las desviaciones de tiempo presentadas en la ejecución de una Indisponibilidad Total consignada en el
PDO estarán sujetas a ser consideradas como Indisponibilidad Fortuita, excepto en los casos  donde la
desviación se deba a un requerimiento del COES.
5.2
PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS HORAS DE INDISPONIBILIDAD
PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS HORAS DE INDISPONIBILIDAD PARCIAL
5.2.1
(i)
La información para determinar las horas Indisponibilidad Parcial son las siguientes:
a)
Los registros de los medidores de las Unidades de Generación en bornes de generación, remitidos
por los Generadores Integrantes del COES, conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico
del COES Nº  30 “Valorización de  las Transferencias de Potencia  y Compensaciones al Sistema
Principal y Sistema Garantizado de Transmisión” (PR-30) o el que lo reemplace.
b)
Las limitaciones de potencia, eventos y/o restricciones operativas de las Unidades de Generación
consideradas en el PDO, RDO, IEOD, en la Operación en Tiempo Real o cualquier otra fuente a la
que el COES tenga acceso.
(ii)
Se calcula la Pr ocurrida en Horas punta del Sistema (HP), teniendo en cuenta los siguientes supuestos:
a)
La Pr se determina cumpliendo el criterio establecido en el literal 5.1.3 (ii), caso contario la Pr será
igual 0.
b)
Cuando exista una limitación de potencia en  las Horas de punta del Sistema, en dicho periodo la
Pr será determinada con la fórmula (1) o (2), según sea el caso:
En los periodos de HPcuando?la?Unidad????de  Generación?         operó?conconsigna?g???de  máxima generación
por parte del COES:
?
????
???????

En los periodos cuando  la Unidad ? de?Generación????      no?operó  ?cong?consigna??          de máxima generación
por parte del COES y/o no operó en HP:
?
????
???

Donde:
Pr
: Potencia restringida (MW).
P efec
P lim
: Potencia Efectiva de la Unidad de Generación (MW).
: Potencia limitada en el PDO, RDO, IEOD u Operación en Tiempo Real (MW).
: Potencia promedio generada (MW).
P prom gen
RA
: Reserva asignada para la regulación primaria y/o secundaria de frecuencia (MW).
Para las centrales o Unidades de Generación que compartan el mismo combustible y que operando
de  manera simultánea  presentasen limitación  de  potencia para  cada  una de  las  unidades de
generación, la  Pr de  cada una de  ellas será  calculada considerando  su P lim  de operación  en
simultáneo.
8
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
c)
Cuando exista una  limitación en la disponibilidad  de combustible para cada  central o Unidad de
Generación tal que no  le permita??operar????durante?    ?lasHP a Potencia
?g?Efectiva,??            se determinará con
las fórmulas (3) y (4).
????
??????



?
g???
?????????
? 
??????
Donde:
Pr
: Potencia restringida (MW).
P efec
P prom hp
: Potencia Efectiva de la Unidad de Generación (MW).
: Potencia promedio generable en la HP (MW).
E generable     : Es la  máxima energía que la central o Unidad  de Generación puede generar en
Horas de punta del Sistema,  calculado con el combustible total diario disponible
informado en el  PDO o el  combustible disponible informado  en tiempo real, los
datos de  Ensayo de Potencia  Efectiva y  Rendimiento vigente y  la In?exibilidad
Operativa de Tiempo  Mínimo de Operación  (TMO). En caso  el TMO excediese
las 24 horas, para ?nes de calcular la Pr, se considerará un TMO igual a 24 horas.
Si el TMO es mayor  al número de HP, la E generable  en HP se calculará con el
combustible total  diario  disponible descontando  el combustible  requerido  para
operar con su Generación Mínima Técnica las horas restantes para completar su
TMO.
Para  el   caso  de   centrales  o  Unidades   de  Generación   que  compartan  el
combustible total  diario disponible,  la “E generable”  de cada  una de ellas  será
calculada considerando  que  las centrales  o unidades  de  generación referidas
operarían en simultaneo.
En el caso de centrales o unidades de generación duales, se podrá considerar en
el cálculo, el uso de su combustible alterno.
#HP
: Número de Horas de punta del Sistema
d)
Cuando exista mantenimiento de una o más Unidades de Generación que conforman una central
tipo ciclo combinado, se determinará con las fórmulas (5) o (6), según sea el caso:
En los periodos cuando ?lacentral????de?ciclo  combinado?        operó con?consigna?g?de??máxima  generación
por parte del COES en HP:
?
??????
?????????

En los periodos cuando la central de ciclo combinado no operó con consigna de máxima generación

??????
?
?g???
por parte del COES y/o no operó en HP:
?
??????
???????
Donde:
Pr
: Potencia restringida (MW).
P efec cc
: Potencia Efectiva de la central de ciclo combinado (MW).
P prom gen cc  : Potencia promedio generada de la central de ciclo combinado (MW).
P efec mcc
: Potencia  Efectiva  del  modo  de  la  central  de  ciclo  combinado  resultante  del
mantenimiento (MW).
RA
: Reserva  asignada   para la  regulación  primaria  y/o  secundaria  de  frecuencia
(MW).
e)
Cuando exista mantenimiento de uno o más calderos de una central del tipo turbo vapor conectados
a un colector común se determinará con las fórmulas (7) u (8), según sea el caso.
En los periodoscuando?la?central????turbo   vapor?operó       con consigna?de?máximag???generación   por parte
del COES en HP:
?
??????
?????????
En  los periodos  cuando  la  central  turbo vapor  no  operó  no  operó con  consigna  de  máxima
generación por parte del COES y/o en HP:
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
?N?ORM?A?S??L?EG??????ALES?????g???
9

Donde:
Pr
: Potencia restringida (MW).
P efec TV
: Potencia Efectiva de la central turbo vapor (MW).
P prom gen TV: Potencia promedio generada por la central turbo vapor (MW).
P mTV
:  Potencia  generable  por  la  central  turbo  vapor  resultante  del  mantenimiento
(MW).
RA
:  Reserva  asignada  para  la regulación  primaria   y/o secundaria  de  frecuencia
(MW).
f)
Las Horas de Indisponibilidad Parcial (HIPARCIAL) corresponderá a las horas de duración de la Pr.
g)
Las Horas de Indisponibilidad Parcial se expresan en  términos??de Horas          de Indisponibilidad
Total
que puede ser ?Fortuita?????o Programada???????y???se??calcula???con???lafórmula   (9).
g???
???????


Donde:
Pr
: Potencia Restringida de la unidad (MW).
HIPARCIAL
: Horas   de  Indisponibilidad   parcial  Programada  o   Fortuita  de  la   Unidad  de
Generación en el período de Horas de punta del Sistema.
PE
: Potencia Efectiva de la Unidad de Generación (MW).
h)
Los tiempos  equivalentes de  duración de  las interrupciones  parciales fortuitas o  programadas serán
considerados, en las horas HIF o HIP, según corresponda, de?nidas en los numerales 5.3.1 o 5.3.2.
5.2.2
PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS HORAS DE INDISPONIBILIDAD TOTAL
5.2.2.1
Para Unidades de Generación que tienen historia (existentes)
Las  horas  calculadas  en los  siguientes  literales  serán  considerados  en  las  horas  HIF  o HIP,  según
corresponda, de?nidas en los numerales 5.3.1 o 5.3.2.
(i)
La información para determinar las horas Indisponibilidad Total son las siguientes:
a)
La información  remitida  por los  Generadores Integrantes  sobre las  indisponibilidades  de sus
Unidades de Generación.
b)
Mantenimientos ejecutados y eventos de  falla de las Unidades de Generación reportados  en el
IEOD.
(ii)
Se selecciona  a aquellas Unidades de  Generación cuyas Intervenciones  tuvieron lugar durante  las
Horas de punta del Sistema o desconectaron durante un evento de falla reportado en el IEOD. Luego,
se contabilizan  las horas de duración  conforme a los  criterios establecidos en  el numeral 5.1.4  del
presente procedimiento.
5.2.2.2
Para Unidades de Generación que carecen de historia
(i)
Las Unidades  de Generación  indicadas en el  numeral 5.1.2.2  serán consideradas  con un  número
de  horas  de  indisponibilidad  durante  los  primeros  90  días  calendario,  equivalente  a  las  horas
que  resulten  de multiplicar  los  valores  de  Indisponibilidad  Fortuita y  Programada  listados  en  el
Anexo C  por  el número  de Horas  de  punta del  Sistema del  correspondiente  período estadístico.
Los  primeros   90  días   calendario  serán  contabilizados   en  el   caso  del  5.1.2.2.   a).  desde   el
inicio  de  su   Operación  Comercial;  y   para  el  5.1.2.2.   b),  desde  el  reinicio   de  su  Operación
Comercial.
Para  el  periodo posterior  a  los  primeros  90 días  calendarios,  se  considerará  la indisponibilidad
histórica real registrada de dichas Unidades de Generación, y para completar la información histórica
faltante del correspondiente periodo estadístico se utilizarán los valores de Indisponibilidad Fortuita y
Programada listados en el Anexo C.
(ii)
Para   el  caso   de  las   Unidades   de  Generación   que   se  retiran   y  reingresan   en   Operación
Comercial  por  motivos  diferentes  a  los  indicados  en  el  5.1.2.2.  b),  se  considerarán  las  horas
de indisponibilidad  real histórica  de la  Unidad  de Generación,  completando el  período en  que no
estuvo en Operación  Comercial con las  horas que resulten de  considerar los valores listados  en el
Anexo C.
10
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
5.3
CÁLCULO DE LOS FACTORES DE INDISPONIBILIDAD DE LAS UNIDADES O CENTRALES DE GENERACIÓN
TÉRMICA E HIDROELÉCTRICA
Los  Factores de  Indisponibilidad de  las  centrales o  Unidades  de Generación  térmica  e hidráulica  se calculan
considerando la  información histórica correspondiente  a cada  periodo estadístico establecida  para cada  tipo de
indisponibilidad según lo siguiente:
5.3.1
FACTORES   DE   INDISPONIBILIDAD     FORTUITA   MENSUAL    PARA   UNIDADES   O   CENTRALES
TÉRMICAS
El Factor de Indisponibilidad Fortuita (FIF) mensual se calcula  en función de la información estadística móvil
de las  Horas de punta  del Sistema, de  los últimos      dos (2) años,  considerando los veinticuatro  (24) meses
continuos transcurridos, con la fórmula (10).  ?
?????g????

Donde:
HIF  :Horas de Indisponibilidad Fortuita durante las Horas de punta del Sistema para el período estadístico.
HP   :Horas de punta del Sistema para el período estadístico.
5.3.2
FACTORES DE INDISPONIBILIDAD PROGRAMADAMENSUALYANUAL PARAUNIDADES  O CENTRALES
TÉRMICAS Y CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
El Factor de Indisponibilidad Programada (FIP) se calcula en función de las indisponibilidades registradas en
las Horas de punta del Sistema de los meses que comprenden el Periodo de Estiaje.
Como periodo estadístico para el FIP anual se utiliza los últimos 6 meses de los Periodos de Estiaje, mientras
que para la FIP mensual, se utilizan los últimos 60 meses de los Periodos de Estiaje.
Para ambos  casos, se incluirá  el mes  en evaluación en  caso sea  un mes que  corresponda al  Periodo de
Estiaje.
a)
Para las Unidades o Centrales Térmicas:
  
Se determinará con la fórmula (11).  ?
?????g????


Donde:
HIP  :Horas de  Indisponibilidad Programada durante  las Horas de  punta del  Sistema para el  período
estadístico.
HP   :Horas de punta del Sistema para el período estadístico.
b)
Para las centrales hidroeléctricas
s
?? ?  ?
?
Se determinará con la fórmula  (12).?
?????g????
?
??
?
?

? 
?

Donde:
Pei   :Potencia promedio de cada Unidad de Generación que conforma la central hidroeléctrica obtenida
de las  pruebas de  potencia efectiva  establecidas por  el PR-18  (“Determinación de  la Potencia
Efectiva de Centrales Hidroeléctricas”) o el que lo sustituya.
En caso de que el 75% del valor de Pei sea  mayor que la diferencia entre la Potencia Efectiva de
la central y  el valor de Potencia  máxima registrada en medidores  de generación de esta  central
durante los  últimos 12  meses cuando  la Unidad  de Generación “i”  haya estado  desconectada,
entonces la Pei será reemplazada por la referida diferencia calculada.
HIPi :Horas  de Indisponibilidad Programada  de cada unidad  durante las  Horas de punta  del Sistema
para el período estadístico.
PEt  :Potencia Efectiva de la central.
HP   :Horas de punta del Sistema para el período estadístico.
n
: Número de unidades (grupo generador-turbina) de la central hidroeléctrica.
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
11
6.
DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE PRESENCIA DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
El  Factor  de  Presencia  (FP)  se  calcula  mensualmente  en  base  a   la  disponibilidad  diaria  de  las  centrales
hidroeléctricas.
6.1
CRITERIOS A CONSIDERAR
(i)
La determinación del FP es aplicable a las centrales hidroeléctricas y es calculado mensualmente.
Queda excluido del cálculo del FP lo siguiente:
(ii)
a)
b)
Afectaciones a la disponibilidad  de la central hidroeléctrica por instalaciones  de propiedad de terceros
en los casos de:
-
-
-
Intervenciones de instalaciones eléctricas;
Ingreso de nuevas instalaciones eléctricas; y,
Falla de instalaciones eléctricas.
Causas de fuerza mayor cali?cadas por el Osinergmin.
(iii)
Para  el cálculo  del  FP, no  se consideran  las  Intervenciones  de  la central  hidroeléctrica   incluidas  en el
Programa Anual  de Intervenciones  (PAI)  que se utilizaron  en la  evaluación de  la energía  garantizada  de
la central.
6.2
PROCEDIMIENTO PARADETERMINAR LADISPONIBILIDAD DIARIADE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
(i)
La  información para  veri?car la  disponibilidad  diaria de  la  central hidroeléctrica  es  la proveniente  de  los
registros de energía activa de las Unidades de Generación medidos en bornes de generación, y remitidos por
los Generadores Integrantes del COES, conforme a lo establecido en el PR-30.
(ii)
Se veri?ca la disponibilidad diaria (d) de la central hidroeléctrica asignándole valores de la siguiente manera:
•
d=1: Si la central hidroeléctrica despachó al menos el 50% del período que corresponde a las Horas de
punta del Sistema y con al menos el 15% de su Potencia Efectiva.
•
d=0: Si no se cumple la condición anterior.
6.3
CÁLCULO DEL FACTOR DE PRESENCIA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Si en  un mes calendario la  disponibilidad diaria no  supera quince (15)  días consecutivos con valores  asignados
como cero (0), el FP será igual a  uno (1,0). Caso contrario, el Factor de Presencia se calcula mediante  la fórmula
?
?
(13).

?  ???g????

???
Dónde:
FP  : Factor de Presencia mensual;
n
: Número de días del mes;
di    : Disponibilidad diaria de la central del día “i” (1 o 0).
7.
DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE INCENTIVOALADISPONIBILIDAD DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN
El Factor de Incentivo a la Disponibilidad es utilizado para evaluar la capacidad garantizada de transporte eléctrico
y/o la capacidad garantizada de transporte de combustible.
7.1
CRITERIOS A CONSIDERAR
Para determinar  la  capacidad garantizada  de transporte  eléctrico y  la  capacidad garantizada  de transporte  de
combustible, se tendrá en cuenta lo siguiente:
a)
Para el caso  de la capacidad  garantizada de transporte  eléctrico desde el transformador  elevador hasta la
Barra de Entrega del Generador, se deberá garantizar la evacuación permanentemente durante las 24 horas
del día un valor igual al 100% de la Potencia Efectiva de la Unidad de Generación y se determina de acuerdo
a lo indicado en el numeral 7.2 a) del presente Procedimiento.
b)
c)
La determinación de la capacidad garantizada de transporte eléctrico que involucre a una o más Unidades de
Generación asociadas al mismo Sistema de Transmisión eléctrico se realiza mediante el cálculo del Factor de
garantía por transporte eléctrico (FGTE) para cada día del mes en evaluación.
La capacidad  garantizada de  transporte de  combustible se  re?ere a la  capacidad de  la infraestructura  de
transporte  propia o  contratada  que  posee  la Unidad  de  Generación.  Dicha capacidad  de  transporte  de
combustible deberá cumplir con lo establecido en el numeral VII del literal c) del artículo 110º del RLCE.
12
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
d)
e)
f)
Para el caso  de Unidades de Generación  que utilizan exclusivamente ductos  de transporte de combustible
gas natural desde el campo a la central, se considerarán la capacidad de sus ductos propios y/o únicamente
los contratos que aseguren el servicio de transporte del campo a la central  bajo condiciones ?rmes (contrato
con condición de ?rme).
Para el caso de las centrales o Unidades de Generación que tengan posibilidad de almacenar gas natural, la
evaluación de su capacidad garantizada de transporte de combustible se realizará con el stock disponible de
gas natural almacenado. En caso se requiera, podrá complementarlo con contratos con condición de ?rme y/o
con ductos propios.
Las centrales  o Unidades de  Generación que  dispongan de almacenamiento  de combustible  en la misma
central, y cuyo combustible sea  distinto al Gas Natural Licuado y las centrales  de generación hidroeléctrica,
tendrán como FGTE un valor igual a uno (1.0).  Este numeral no será aplicable a las Unidades de Generación
duales.
g)
Para el caso de centrales o Unidades de Generación duales el cálculo del FGTC se realizará con el combustible
con  el cual  se  logre  la mayor  Potencia  Efectiva. En  caso  se  requiera, el  cálculo  de dicho  factor  podrá
complementarse con el aporte de potencia del otro combustible.
7.2
PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR  EL FACTOR DE GARANTÍA POR TRANSPORTE  ELÉCTRICO Y POR
TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE
a)
CÁLCULO DEL FACTOR DE GARANTÍA POR TRANSPORTE ELECTRICO
El cálculo se realiza para cada central o Unidad de Generación de forma diaria. Cuando exista una limitación
por falta de capacidad de transporte eléctrico que involucre

a una o más centrales o unidades de generación,
el FGTE se calcula con la fórmula (14).  ????
????g????
s
?
???

Donde:
PL    :Capacidad (MW) del  Sistema de Transmisión eléctrica asociada a la generación. Dicha magnitud es  la
registrada en el modelo de análisis eléctrico utilizado para la elaboración del PDO.
Pefu  :Potencia  Efectiva vigente de la central o Unidad de Generación u que utiliza el Sistema de Transmisión
eléctrico asociado.
N
:Número  total  de centrales  o  Unidades  de  Generación involucradas  en  el  Sistema de  Transmisión
eléctrico asociado.
g
:Subíndice que representa a la central o Unidad de Generación evaluada, considerada dentro de las “N”
centrales o Unidades de Generación.
En caso el valor de FGTEg resulte superior a 1, dicho factor asumirá el valor de 1.
CÁLCULO DEL FACTOR DE GARANTÍA POR TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE
El FGTC se determina según el Anexo E del presente procedimiento.
b)
c)
Tomando en cuenta los factores calculados en los literales a) y b) anteriores se calcula el Factor de Incentivo
a la Disponibilidad, conforme al numeral 7.3.
7.3
CÁLCULO DEL FACTOR DE INCENTIVO A LA DISPONIBILIDAD DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN
?
?
El Factor de Incentivo a la Disponibilidad (K) de cada central o Unidad de Generación se determina con la fórmula (15).

?
??   g????

?
???
  
???    ?    ?
?
???
???
Donde:
FGi   :  Factor de Garantía general aplicable al día i.
FGTCi : Factor de Garantía por Transporte de Combustible del día i.
FGTEi : Factor de Garantía por Transporte Eléctrico del día i.
n
: Número de días del mes.
Si el Factor de  Incentivo a la Disponibilidad de una Unidad  de Generación es distinto de uno,  y sólo para efectos
de determinar su Potencia Firme remunerable,  la Unidad de Generación será considerada, para la evaluación del
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
13
mes siguiente, con un Costo Variable de operación igual al Costo de Racionamiento para la fracción de su Potencia
Efectiva no garantizada, tal como lo indica el PR-30.
8.
9.
DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA
Para la aplicación del literal  ii) del numeral 4.1 del presente procedimiento, en  cuanto a la Capacidad de Reserva
Diaria, se considerarán de forma transitoria, las declaraciones derivadas de los acuerdos bilaterales a que se re?ere
la Segunda Disposición  Transitoria del Decreto Supremo  Nº 046-2010-EM, el artículo  1 del Decreto Supremo  Nº
034-2020-EM,
y sus prórrogas  de ser el  caso, hasta la implementación  del Mercado Secundario de  Gas Natural
creado en el citado Decreto Supremo Nº 046-2010-EM.
DISPOSICIÓN FINAL
El  incumplimiento de  las  obligaciones  por parte  de  los  agentes, como  las  de  entrega  de información  de  los
Integrantes, previstas  en el presente  procedimiento deberá ser informado  por el COES  a Osinergmin en  el mes
siguiente de identi?cado.
ANEXO A
INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DEL FACTOR DE INCENTIVO A LA DISPONIBILIDAD
DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN A GAS NATURAL
CUADRO A1
La información  deberá ser remitida  al COES antes  de la entrada en  vigencia de los  contratos y deberá  corresponder
a  las condiciones   pactadas  en dichos  contratos,  antes  de  la  entrada  en vigencia  de  las  adquisiciones  mediante
transferencias  organizadas   o  de  la  disponibilidad   del  ducto  propio   o  de  tercero.  Esta   información  deberá  ser
remitida  en  el  formato  y  medio   establecido  por  el  COES.  Para  lo  cual   tomará  como  referencia  los  siguientes
formatos:
EMPRESA DE GENERACIÓN:
Fecha de
inicio de
vigencia
Fecha de
?nalización de
vigencia
CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DISPONIBLE
DIARIA DEL TRAMO DE DUCTO PROPIO O DE TERCERO – CDU  CDU (MMPCD)
Capacidad
Capacidad disponible total
Capacidad asignada a la central o unidad de generación a
Capacidad asignada a la central o unidad de generación b
…
Capacidad asignada a la central o unidad de generación n
EMPRESA DE GENERACIÓN:
Periodos de Vigencia
…
P1-P2
P(n-1)-Pn
Capacidad
CRD
(MMPCD)
CAPACIDAD RESERVADA DIARIA – CRD
Capacidad
CRD (MMPCD)   CRD (MMPCD)
Capacidad
1)
2)
3)
Contratada  a ?rme  con  el  concesionario  de transporte  de  gas
natural
Adquirida  mediante  transferencias  organizadas  en  el  Mercado
Secundario de Gas Natural según el inciso ii) del numeral 4.1
Vendida  mediante  transferencias   organizadas  en  el  Mercado
Secundario de Gas Natural según el inciso ii) del numeral 4.1
Capacidad contratada total disponible (1 + 2 – 3)
Capacidad asignada a la central o unidad de generación a
Capacidad asignada a la central o unidad de generación b
…
Capacidad asignada a la central o unidad de generación n
Los Períodos de Vigencia serán expresados en rangos de fecha (dd/mm/aa)  donde: P1, P2, … Pn, son fechas de inicio
y ?nal del Período de coincidencia.
14
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
EMPRESA DE GENERACIÓN:
Fecha de
inicio de
vigencia
Fecha de
?nalización de
vigencia
CAPACIDAD CONTRATADA DIARIA A FIRME CON EL
CONCESIONARIO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL -CCD
Capacidad
CCD (MMPCD)
Capacidad contratada total
Capacidad asignada a la central o unidad de generación a
Capacidad asignada a la central o unidad de generación b
…
Capacidad asignada a la central o unidad de generación n
En caso se observe magnitudes incoherentes o discrepantes en los valores declarados, el COES solicitará al Generador
correspondiente información adicional o aclaraciones que sustente la declaración.
La  asignación de  capacidad  para  cada central  o  Unidad  de  Generación deberá  ser  declarada  por cada  titular  de
generación. La suma de la capacidad asignada de la central o Unidad de Generación no deberá ser mayor a la capacidad
disponible total de la empresa.
El periodo de vigencia mínimo de una declaración será de un día.
CUADRO A2
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA SOBRE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL ADQUIRIDA/
VENDIDA EN EL MERCADO SECUNDARIO DE GAS NATURAL (**)
EMPRESA DE GENERACIÓN:
Periodo de vigencia (**): Px - Py
Capacidad
vendida
Mercado
(MMPCD)
Reservada
Diaria
adquirida/
Empresa
Precio de
Transferencia del
acuerdo
mediante
transferencias
en
el  con quien se
Punto de
suministro
Cantidad adquirida/
vendida (MMPCD)
Secundario
de
Gas
Natural
transó (*)
Adquisición 1
Adquisición 2
…
Venta 1
Venta 2
…
(*)
Adicional al nombre de la empresa, favor de especi?car si es:
•
•
•
Generador (G)
Distribuidora (D)
Consumidor Independiente (CI)
El periodo  de vigencia de  la información  de este formato,  debe ser  consistente con los  periodos de  coincidencia
(**)
declarados en el formato A1.
ANEXO B
VALORES MÁXIMOS DE LOS FACTORES DE INDISPONIBILIDAD
FACTOR
Valor Máximo
FIF mensual para centrales o Unidades de Generación termoeléctrica
FIP mensual para centrales o Unidades de Generación termoeléctrica
14%
17%
FIP mensual para centrales hidroeléctricas
14%
30%
FIP anual para centrales o Unidades de Generación termoeléctrica y centrales
hidroeléctricas
Estos valores serán utilizados en la determinación de la Potencia Firme Remunerable establecido en el PR-30.
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
15
ANEXO C
FACTORES DE INDISPONIBILIDAD ESTADÍSTICOS
HORAS
%
CENTRAL
VAPOR
COMBUSTIBLE
FORTUITA
392,4
417,0
475,7
353,0
396,0
329,4
442,4
245,3
422,2
PROGRAMADA
844,5
FORTUITA
4,5
PROGRAMADA
CARBÓN
PETRÓLEO
GAS
9,6
10,0
10,9
5,8
874,2
4,8
954,0
5,4
JET
508,1
4,0
GAS
GAS
483,6
4,5
5,5
DIESEL
TODOS
983,7
3,8
11,2
11,0
9,8
DIESEL
960,1
5,1
CICLO COMBINADO
857,6
2,8
HIDRAULICAS
1058,2
4,8
12,1
Fuente: 2014 Generating Unit Statistical Brochure - Five Years, 2010 - 2014, All Units Reporting– NERC
ANEXO D
VERIFICACIÓN DE DISPONIBILIDADES DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN TÉRMICA
MEDIANTE PRUEBAS ALEATORIAS
El COES  tendrá a su cargo  la selección de  los días en  que se realizarán  las pruebas y  la selección de  las Unidades
de Generación térmica  que serán sometidas  a prueba. El COES  hará seguimiento de  la ejecución de dichas  pruebas
cumpliendo lo señalado en el numeral 2 del presente anexo y las características establecidas en su ?cha técnica vigente.
Se realizarán cuatro (4) pruebas mensuales.
1.
SELECCIÓN ALEATORIA
a)
Selección de los días de prueba
El COES considerará al inicio del mes, en una urna física o digital, tantas balotas como días tenga el mes, de
las cuales cuatro (4) serán de color negro y las restantes de color blanco.
(i)
Los días de prueba serán seleccionados mediante un sorteo que se realizará todos los días a las 14:30 horas.
(ii)
Se seleccionará  en forma aleatoria una  balota de la  urna, la cual  no se reintegrará  a la urna  física o
digital. Si la balota resulta ser negra, ese día se seleccionará una Unidad de Generación para la prueba.
b)
Selección de la Unidad de Generación que será sometida a prueba
Si en el literal b) previo se seleccionase una balota negra,  se procederá inmediatamente con la selección de
la Unidad de Generación que se someterá a prueba, según los siguientes pasos:
(i)
Los representantes del COES considerarán, en una urna física o digital, tantas balotas como Unidades
de Generación candidatas que tenga el parque térmico hasta las 14:00 h, exceptuando las siguientes:
a)
b)
c)
Aquellas que se encuentren indisponibles según el PDO a partir de las 14:30 h.
Aquellas que se encuentren bajo Indisponibilidad Fortuita a causa de instalaciones eléctricas.
Aquellas que hayan operado en los 90 días calendarios previos, ya sea a solicitud de COES o por
Ensayos de Potencia Efectiva y Rendimiento.
d)
Aquellas que en alguno de los 60 días calendarios  previos fueron sometidas a prueba aleatoria y
cuyo resultado fue exitoso.
Cada  balota de  la  urna física  o  digital mostrara  la  identi?cación  de cada  una  de las  Unidades  de
generación térmica candidata a ser seleccionada para realizar la prueba aleatoria.
(ii)
Se seleccionará en forma aleatoria una balota de la urna física o digital.
(iii)
El representante del  titular de la unidad de  generación seleccionada será informado  sobre la elección
a  las 15:30  horas del  día  de prueba.  En  caso la  Unidad de  Generación  seleccionada sea  dual,  el
combustible con el cual operará es  de libre opción por parte del representante del titular; sin  embargo,
deberá tener en cuenta los criterios de evaluación para este tipo de unidades, especi?cado en el párrafo
(iii) del numeral 4 del presente Anexo.
(iv)
A partir de las 15:30 horas y durante  el día de prueba, el COES podrá coordinar la  hora de inicio de la
prueba aleatoria.
16
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
Se adjunta un  diagrama de ?ujo que detalla  los pasos del proceso  de sorteo de las  pruebas aleatorias y el
horario de cierre de información.
2.
REALIZACIÓN DE LA PRUEBA
La prueba incluye dos procesos:
a)
Proceso de arranque y toma de carga: Comprende desde la hora de orden de arranque indicada por el COES, hasta
la hora donde la Unidad de Generación alcanza su máxima generación. El representante de la empresa titular será
la responsable de informar al COES la hora en la cual llegó a su máxima generación;
b)
Proceso de operación a máxima generación: Comprende dos (2) horas de operación continua a máxima generación
contadas desde la hora en la que alcanzó su máxima generación.
Luego de ello, la prueba se da por ?nalizada y la Unidad de Generación quedará a Generación Mínima Técnica hasta que
cumpla su tiempo mínimo de operación.
3.
CONSIDERACIONES PARA LA PRUEBA
(i)
El COES veri?cará  que la Unidad  de Generación sobre la  que se realiza la  prueba sea efectivamente  la Unidad
de Generación sorteada. Esta veri?cación será realizada con la ayuda de medidores o registradores instalados en
cada Unidad de Generación.  El resultado de dicha veri?cación  será informado al OSINERGMIN dentro  de las 24
horas siguientes de culminada la prueba.
(ii)
Durante la prueba, la Unidad de Generación sometida para tal efecto, no será considerada para el cálculo del Costo
Marginal de Corto Plazo.
(iii)
En caso  se presente una  falla por  causas propias durante  cualquier etapa de  la prueba aleatoria,  la Unidad  de
Generación será  considerada indisponible  y tendrá  únicamente una  segunda oportunidad  a lo  largo de  toda la
prueba para reiniciar su prueba a solicitud de su titular.
(iv)
(v)
En caso  la falla  establecida en el  numeral precedente  se presente  y se opte  por una  segunda oportunidad,  se
considerará que la indisponibilidad ?naliza a la hora de reinicio de la prueba, la cual será declarada por la empresa
titular de la Unidad de Generación.
En caso  la Unidad  de Generación  no opte por  la segunda  oportunidad, o  si la  falla se extendiera  más allá  del
tiempo entre arranques establecido en su ?cha técnica vigente, o más allá del período programado para la prueba,
lo que suceda primero,  o la falla se volviera  a presentar dentro del período de  prueba, se considerará como falla
permanente y la Unidad de Generación será declarada indisponible.
4.
EVALUACIÓN DE LA PRUEBA
(i)
Para el proceso de operación a máxima  generación, se determinará la indisponibilidad parcial de acuerdo con los
criterios establecidos en el numeral 5.1.3 del presente procedimiento.
(ii)
Se considerará como prueba exitosa:
a)
b)
c)
Si durante la prueba, debido a una falla atribuible a otra instalación del SEIN, el curso normal de la prueba se
ve afectado. En este caso, no será necesario completar la prueba.
Cuando no se reporte ninguna falla permanente durante la prueba y se hayan efectuado los dos procesos que
incluye la prueba para efectos del presente anexo.
Cuando la  potencia promedio entregada  por la unidad  durante la prueba  es mayor al  85% de  su potencia
efectiva.
(iii)
En caso  la Unidad  de  Generación sea  dual, la  evaluación del  éxito de  la prueba  se realizará  considerando la
mayor Potencia Efectiva entre las logradas  con sus combustibles, según su ?cha técnica vigente correspondiente
al modo  de operación  que logre  la mayor  Potencia Efectiva.  Solo en el  caso en  que el  titular de  la Unidad  de
Generación haya  programado en  el PDO su  indisponibilidad con  un determinado combustible,  la evaluación  se
realizará considerando la ?cha técnica vigente correspondiente a la operación con su otro combustible.
5.
COMPENSACIÓN POR LA PRUEBA
(i)
Los costos por compensar a la Unidad de Generación sometida a la prueba aleatoria serán los considerados en el
Procedimiento Técnico del COES Nº 33  “Compensaciones de los Costos Operativos Adicionales de las Unidades
de Generación Térmicas” (PR-33).
(ii)
La energía  inyectada durante  la prueba  no  implicará compensaciones  para otros  Generadores Integrantes  por
desplazamiento de energía.
(iii)
Tendrán derecho a la compensación de costos indicados en  el numeral (i) anterior, aquella Unidad de Generación
cuya prueba resultó exitosa en la primera oportunidad.
6.
PUBLICACIÓN DE RESULTADOS Y OBSERVACIONES DE LOS INTEGRANTES
(i)
(ii)
Los resultados de las pruebas aleatorias serán publicados como parte del IEOD.
Los  integrantes del  COES  podrán remitir  sus  observaciones y/o  comentarios  a los  resultados  descritos en  el
numeral (i) precedente, hasta el segundo día hábil posterior a su publicación.
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
17
^
dK^
/E//K
?'GYG?Aus?lAEŽEGlŽEA?uA?ÐGYl?AuG??
hYsEAEG?EG'GYG?AÐs?YÐAYEsEAlA?A
Ð??GdA?
?ŽY??ulAŽÐG?AÐs?YEGÐGYl?AuG??hYsEAEG?
EG'GYG?AÐs?Y??EsA?ÐAuGYEA?sŽÐ?G|sŽ
SA?lA?,Ž??AuA??????S???
?ŽY??ulAEGwAYlGYswsGYlŽEGuWKEG
?,Ž????GlG?wsYAYEG?Ð?G?EGuA??????
S???
?ŽY??ulAEG?YsEAEG?sYEs?ЎYsduG??GO?Y
GuY?wG?Au?????
?ŽY??ulAEGA??GuuA??YsEAEG???G?AusG?ŽY
?Ž?lGAEA??Ð??Ž?G??ulAEŽI?GG?slŽ?Ž?EG
A??GuuA??YsEAEG???GSAYŽÐG?AEŽ?ŽusÐsl?E
EGuK^?Ž??GSAYŽÐG?AEŽЎ?Y?A?Ž?EG
WŽlGYÐsAGIGÐls|A?ZGYEswsGYlŽGYuŽ?
?ulswŽ???EsA?ÐAuGYEA?sŽ?
^GOGYG?A?YAus?lAY?wG?AEA
EG?YsEAEG?Es?ЎYsduG?ÐA?AuA
Ð??GdA?>?GOŽ?GOGYG?A
AuGAlŽ?sAwGYlGGuY?wG?ŽEG
Ž?EGYEŽYEG?G?dsÐAÐAEA
ÐGYl?Au?hYsEAEG?EG
^
GOGYG?A
AuGAlŽ?sAwGYlGGu
Y?wG?ŽEGdAuŽlA
??GG?G?ЎOsEŽ?
us?EsA?s??AYE?EG
?;ss?Y?ŽEsA??
'GYG?AÐs?Y?
/s?G??sЎGuGOsEŽ?s??AYEEG?l;?
'GYG?A?Guus?lAEŽEG?YsEAEG?EGOGYG?AÐs?Y
?GuGÐÐsŽYAEA?ÐA?A?G??ŽwGlsEA?AÐ??GdA?
^s
'GYG?A?GuAYIŽ?AЎYuŽ??Ž?lGŽ?
?GAus?AEŽ??uŽ?EsA???GIAulAY?
^GOGYG?A
E?sA?EGuwG????????????
us?EsAG?
?YAdAuŽlA
YGO?A?
,A?
?YsEAEG?
Es?ЎYsduG?
ÐA?A
^s
Ўw?YsÐAÐs?Y?
?GЎ?lGÐA?A??G
uAGwÐ?G?A?GAusÐG
uA?Ð??GdA?AuA
SŽ?AEG?sOYAEA?
w?E?wG?ŽEGEsA?EG?Ž?lGŽ?GAus?AEŽ??
Y?E?wG?ŽEGEsA?EG?Ž?lGŽ??GIAulAY?
????wGGu|AuŽ?EG???s?A?G?GAus??uA
Ð??GdAGYGuwG?;dAuŽlAYGO?A??Ž??sA?Y
YŽ?GSA?GAus?AEŽ?
;SA?
Ð??GdA?
?Ž?lGŽ
/
YsÐsŽEG?Ž?lGŽ?
?>s?lAEŽEGuA?dAuŽlA???GIAulAY
?G??Ž?lGAEA?;sO?AuA?Y??
?>s?lAEŽ?sAuO?YAÐ??GdAIAulA;???
dAuŽlAYGO?A??
?^GOGYG?AY?YAus?lA;A??A??
E?wG?ŽEGdAuŽlA???GEs?l?sd??G
GYIŽ?wAÐ?ŽÐŽ?ÐsŽYAuuA?dAuŽlA?
EGYl?ŽEGuus?lAEŽ?
&/E

Nota: La  implementación  actual de  la clase  Random se  basa  en el  algoritmo del  generador de  números  aleatorios
sustractivo de Donald.E.Knuth. La generación de números aleatorios comienza por un valor de iniciación. Si se utiliza la
misma inicialización repetidas veces, se genera la misma serie de números. Una forma de generar  secuencias distintas
consiste en hacer que el  valor de inicialización dependa del tiempo y  por lo tanto, que se genere una serie  distinta con
cada nueva instancia de Random.
Randomi_rand = newRandom(unchecked((int)DateTime.Now.Ticks));
El valor de esta propiedad representa el número de intervalos de 100 nanosegundos transcurridos desde la media noche
(12:00:00)
del 01 de  enero de 0001. Un solo  paso representa 100 nanosegundos o  una diez millonésima de segundo.
Hay 10000 pasos en un milisegundo.
ANEXO E
DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE GARANTÍA POR TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE
Información a utilizar:
1.
a.
Resultados de  consumo  horario de  combustible gas  natural  obtenido del  Ensayo de  Potencia  Efectiva y
Rendimiento vigente correspondiente al punto de operación de Potencia Efectiva.
Consumo de
Potencia (MW)
Combustible
(MMPC /h)
Pef
CN
b.
Para el caso de  las centrales o Unidades de  Generación dual, el consumo horario  de combustible obtenido
del Ensayo de Potencia  Efectiva y Rendimiento vigente correspondiente  al punto de operación de  Potencia
Efectiva del modo de operación diferente al gas natural.
Consumo de
Potencia (MW)
Combustible (Comb
/h)
Pef2
CN2
Donde:
CN2
: Consumo horario de combustible obtenidos del Ensayo de Potencia Efectiva y Rendimiento vigente
correspondiente al punto de operación de Potencia Efectiva del modo de operación diferente al gas
natural de la central o Unidad de generación.
18
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
Comb/h
: Unidad de medida del consumo de Combustible de la Unidad de Generación dual.
d.
La información sobre la capacidad de transporte de combustible diaria de cada central o Unidad de Generación
conforme a lo establecido  en el numeral 4.1 (i)  y las declaraciones del Cuadro A1 del Anexo A del presente
procedimiento.
e.
f.
El  Stock Útil  de  Gas Almacenado  Diario  (SUGAD) declarado  conforme  al  numeral 4.1  (iii)  del  presente
procedimiento.
Para el  caso de centrales o  unidades de generación  duales, el Stock  Útil del Combustible  diferente al gas
natural (SUCAD) declarado conforme al PDO.
g.
Los Factores de referencia a la contratación (FRC) determinados por OSINERGMIN.
2.
Metodología
a.
Para garantizar  el  transporte de  combustible del  campo  a la  central, el  titular  de la  central o  Unidad  de
generación  declarará  el  (los)  valor(es) CDU,  CRD,  CCD  según  corresponda  a  la  central  o  Unidad  de
generación, conforme el formato consignado en el Anexo A del presente procedimiento.
b.
Se  determina  la  capacidad  máxima  detransporte  ?requerida ??(CMTR)?            la  cual  constituye  la  cantidad  de
combustible requerida por la central o Unidad de Generación “g” para operar a Potencia Efectiva por 24 horas.
?
??

c.
Se determinan  los factores  parciales de  cada tramo  del ducto  que corresponda  a la  central o  Unidad de

Generación en evaluación:
  
?
g???
?


????
????
????
?

Tramo garantizado con CDU
  
?
g???
?

 
?
?

Tramo garantizado con CRD
Tramo garantizado con CCD
  
?
g???
?


?
Donde:
CDUg
:Capacidad disponible  diaria del tramo  de ducto propio  o de tercero,  siendo el único  usuario del
ducto, de la central o Unidad de generación “g”.
CRDg
CCDg
:Capacidad Reservada Diaria, declarada en el Cuadro A1 del Anexo A correspondiente a la central
o Unidad de Generación “g”.
:Capacidad contratada diaria a ?rme con el concesionario de distribución de gas natural por red de
ductos, de la central o Unidad de generación “g”.
CMTRg     :Capacidad Máxima de Transporte de combustible requerida de la central o Unidad de generación
“g”.
CNg
:Consumo horario de combustible obtenido del Ensayo de Potencia Efectiva y Rendimiento vigente
correspondiente al punto de operación de Potencia Efectiva del modo  de operación a gas natural
de la central o Unidad de generación “g”.
FRCg
:Factor  de referencia a  la contratación aprobado  por OSINERGMIN para  la central  o Unidad de
generación “g” correspondiente al mes de evaluación.
d.
Entre  los factores  parciales evaluados  en  el paso  anterior,  se elige  el  que posea  menor  valor (FGTCming
)
aplicando la fórmula (4), excluyendo los términos de la fórmula que no correspondan. Para el cálculo del FGTC
  
???  
?  
?  
?g???
se agregan las garantías de capacidad aportadas por el SUGAD y SUCAD, en caso correspondan.
??????
????
????
?
????
???
  
?  
?
?
?;??
?????
?????
?
?
???
??????
????
?
???
Donde:
SUGADg   :Stock Útil de Gas Almacenado Diario (MMPCD), de la central o Unidad de Generación “g”.
SUCADg   : Stock Útil de combustible Almacenado Diario diferente del Gas Natural para centrales duales, de
la central o Unidad de Generación “g”.
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
19
CN2g
:Consumo horario de combustible obtenido del Ensayo de Potencia Efectiva y Rendimiento vigente
correspondiente al  punto de operación de  Potencia Efectiva del  modo de operación  diferente al
gas natural de la central o Unidad de generación dual “g”.
e.
En caso de que el FGTC  calculado en el inciso anterior resultara mayor que uno (1.0), el FGTC  de la central o
Unidad de Generación evaluada adoptará el valor de uno (1.0).
EJEMPLOS DE APLICACIÓN
1.
Aplicación a Ciclos Combinados
Se considera una central de generación “A” de ciclo combinado, que no es dual ni posee ducto propio y opera solo
con gas natural cuyas características son:
Potencia Efectiva A = 450 MW; CNA= 3.090 MMPC/h y FRC=85%; Capacidad de la línea 500 MW
Parámetros
CDU
Día (1 – 30)
-
CRD
55
75
10
-
CCD
SUGAD
SUCAD
Tabla (1): Información remitida por la empresa del Generador A

Grá?co (1): Representación del Sistema del generador A
??
?
?????
???
Solución:
???
???
Ya que, el Factor de Garantía por Transporte Eléctrico para el generador GA es mayor a 1, el Generador A es capaz
de despachar el 100% de su Potencia, por lo tanto, para efecto de los cálculos, se considera el FGTEg igual a 1.
????????????????????????????
Considerando que:
??? ????
y
?
Mediante las fórmulas (1), (2), (3) y (4) del Anexo E del presente procedimiento, se determinan los factores parciales
???
de cada tramo del ducto para los 30 días del mes correspondiente:
??
?

Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CRU diario
??
??
???? 
?????
?????
??
???
??
?
?  Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CRD diario
??? ????? 
?
???
??
?
??
???? 
?????
??
Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CCD diario
??
?????????????????????????
?
Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CCD diario
??????
20
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
??



sAs
?
?
?
?
?
??
?
??
?
??
?
?????
?????
?????
??
??
?
?
?
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
??

????????
?????
?????
De la fórmula (5) del Anexo E:
??
???????????
?

??
??
????
?
???
????
?
???
??

sAs
?
?
?
?
??
??
??
????????
?????
????
????
????
????
????
????
????
??
????
?
?
???? 
????
?
????
?
????
????
????
????
?
????
?
??
?
???
???

?
?
?
??

????
??
?
?
?
????
?
????
?
????
?
????
?
????
?
????
?
????
?
????
?DA?swŽ|AuŽ?uA?YsEAE;??
?
De la fórmula (14) del numeral 7.2 del Procedimiento:
??
?

?
s
???
?
???
?
???
??

sAs
?
????
?
?
?
?
????
?
??
????
?
??
????
?
??
????
?
????
??
?
?
?
????
?
????
?
????
?DA?swŽ|AuŽ?uA?YsEAE;??
??
???????????????????
Del numeral 7.3 del Procedimiento:
??
sAs
?
?
?
?
?
?
?
?
??
?
??
?
??
?
?
Entonces, de la fórmula (15)?    del?numeral?           7.3 del?   Procedimiento, para un mes de 30 días:

?
??   ? ??    ?    ?
?
?   ?   ?
??
??
?
?
?
??
??
???
?

?
??????
?
???????
??
2.-
Aplicación a Ciclo Simple
Se considera una  central de generación  “B”, que no es  dual ni posee  ducto propio y opera  solo con gas  natural
cuyas características son:
Potencia efectiva  B = 180 MW; CNB = 1.87 MMPC/h y FRC=80%; Capacidad de la línea 220 MW
Día (1 – 15)
Día (16 – 30)
CDU
CRD
-
-
34
40
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
21
CCD
45
45
-
SUGAD
SUCAD
-
-
-
Tabla (2): Información remitida por la empresa del Generador B
Grá?co (2): Representación del Sistema del generador B
  
?
?????
???
Solución:
???
???
??????  
?
???????
?
?????????Gu???????
?



Mediante las fórmulas (1), (2), (3) y (4) del Anexo “E” del Procedimiento, para un mes de 30 días se obtiene:
  



sAs
?
?
?
?
??
?
??
?
?
?
??
?
??
?
??
?
?????
?????
?????
  
?
?
  
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
  

????????
De la fórmula (5) del Anexo “E” se obtiene:
  

sAs
?
????
?
?
????
?
?
????
?
??
????
?
??
????
?
?
????
?
??
????
?
??
????
?
??
????
?
????????
 
??

????
?

 
??

??
?
?
?
?
?
?
?
?
?
???

  

????
????
????
????
????
????
????
????
????
De la fórmula (14) del numeral 7.2 del Procedimiento se obtiene:
  

sAs
?
????
?
?
????
?
?
????
?
??
????
?
??
????
?
?
????
?
??
????
?
??
????
?
??
????
?
????
  
?
?
?
????
?DA?swŽ|AuŽ?uA?YsEAE;??
Del numeral 7.3 del Procedimiento:
sAs

?
?
?
??
??
?
??
??
??
  
?
????  ????
????
???? ????
????
????
????
????
Entonces, de la fórmula (15)?  del numeral 7.3 del?  Procedimiento, para un mes de 30 días:
??

?
??   ? ??   ?    ?
?
?   ?   ?
??
??
?
?
?
??
??
???
?

?
????????????
?
??????????
??
22
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
3.-
Aplicación a Motores Reciprocantes
Se considera una  central de generación  “C”, que no es  dual ni posee ducto  propio y opera  solo con gas natural
cuyas características son:
Potencia efectiva  C = 20 MW; CNC = 0.2 MMPC/h y FRC=77%; Capacidad de la línea 25 MW
Día (1 – 30)
CDU
CRD
-
4
5
-
CCD
SUGAD
SUCAD
-
Tabla (3): Información remitida por la empresa del Generador C
Grá?co (3): Representación del Sistema del generador C
  
?  ?????
Solución:
??
???
??
??????  
?
??????
?
???????Gu???????
?



Mediante las fórmulas (1), (2), (3) y (4) del Anexo “E” del Procedimiento, para un mes de 30 días se obtiene:
  



sAs
?
?
?
?
?
?
?
?
??
?
??
?
??
?
?????
?????
?????
  
  
????
????
?
????
????
?
????
????
?
????
????
?
????
????
?
????
????
?
????
????
?
  

????????
?DA?swŽ|AuŽ?uA?YsEAE;??
De la fórmula (5) del Anexo “E” se obtiene:
  

sAs
?
?
?
?
?
?
?
?
??
?
??
?
??
?
????????
 
??

????
?

 
?
?
?
?
?
?
?
??

??
???

?
?
?
?
?
?
?
  

?
?
?
?
?
?
?
De la fórmula (14) del numeral 7.2 del Procedimiento se obtiene:
  

sAs
?
????
?
?
????
?
?
????
?
?
????
?
??
????
?
??
????
?
??
????
?
????
  
?
?
?
????
?DA?swŽ|AuŽ?uA?YsEAE;??
Del numeral 7.3 del Procedimiento:
  

sAs
?
?
?
?
??
??
??
?
????
????
????
????
????
????
????
El Peruano / Sábado 29 de mayo de 2021
NORMAS LEGALES
23
Entonces, de la fórmula (15) del? numeral 7.3 del?Procedimiento,  para un mes de 30 días:
??


?
??   ? ??    ?    ?
?
?   ?    ?
??
??
?
?
?
??
??
???
?
?
??????
?
???????
??
Anexo 2
Criterios y Metodología para la determinación del Factor de Referencia a la Contratación (FRC)
El FRC re?eja el uso e?ciente de la Capacidad contratada para aquellas unidades de generación que utilicen Gas Natural
como combustible.
1.
Criterios
El cálculo del factor FRC tendrá en cuenta los siguientes criterios:
a)
El cálculo de FRC aplicará a todas las centrales o Unidades de generación que corresponda, conectadas a un
mismo sistema de Transporte de Gas Natural compartido por más de un generador.
b)
El FRC será determinado para cada tipo  de tecnología de aquellas unidades de generación que utilicen gas
natural como combustible, esta agrupación por tecnología considerará la tasa de conversión y rendimiento de
las unidades térmicas. Se considerarán tres tipos de tecnología: 1) ciclo combinado (CC), 2) ciclo simple (CS)
y 3) motores reciprocantes (MR).
c)
d)
La información fuente para la  determinación del FRC será obtenida del resultado  de un despacho operativo
esperado de 4 años, utilizando el Modelo Perseo 2.0.
Osinergmin determinará el factor FRC cada cuatro (4) años, considerándose como criterio para establecer el
periodo de ?jación el criterio de estabilidad de ingresos por potencia. El FRC será publicado como mínimo 15
días calendario antes de su entrada en vigencia.
2.
Información del COES
Hasta el 31 de enero del año que corresponda determinar FRC, el COES remitirá a Osinergmin la siguiente
información:
a)
b)
c)
Resultados de las pruebas  de Potencia Efectiva y Rendimiento de  las Unidades de generación térmica que
utilizan como combustible el gas natural.
Identi?cación de las centrales y/o Unidades térmicas que  poseen la misma tecnología y compartan ducto de
transporte de combustible.
Propuesta de despacho  operativo esperado del  SEIN para el periodo  que corresponde determinar  el FRC,
teniendo como referencia los criterios utilizados para determinar el caso  base del Estudio de Veri?cación del
Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema al que se re?ere la Resolución Ministerial Nº 111-2011-MEM/
DM, detallando  la  proyección de  la demanda,  oferta de  generación  y principales  obras en  el sistema  de
transmisión, y otros que considere el COES.
d)
e)
Elaborar un  Informe de sustento  de los literales  a), b) y  c) anteriores, el  cual será publicado  en su página
web hasta  antes del 30  de noviembre al  año previo que corresponde  determinar el FRC,  a ?n de  que sus
Integrantes remitan sus comentarios y/o sugerencias en un plazo no mayor a 15 días calendario.
Remitir a Osinergmin el Informe al que se re?ere el literal anterior considerando el análisis de los comentarios
y/o sugerencias recibidas.
3.
Metodología para la determinación del FRC
a)
b)
Establecer el período de vigencia del FRC.
Efectuar un despacho operativo esperado del SEIN para el periodo de?nido en el literal a) anterior, utilizando
el Modelo  Perseo  2.0. Este  despacho esperado  deberá  considerar las  condiciones que  mejor  re?ejen el
comportamiento futuro del despacho.
c)
Identi?car por tecnología las unidades térmicas cuyo consumo de combustible sea de Gas Natural y compartan
el mismo ducto. (Para todos los cálculos del FRC, sólo se considerará las unidades identi?cadas en este literal).
Tecnología
Ciclo Combinado
Ciclo Simple
Motores Reciprocantes
CC1
CS1
MR1
24
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
Tecnología
Ciclo Combinado
Ciclo Simple
Motores Reciprocantes
CC2
…
CS2
…
MR2
…
CCn
CSn
MRn
d)
Con los  resultados del despacho  operativo elaborado  en el literal  b) del  presente numeral; se  identi?ca el
consumo total de gas natural por tecnología.
Combustible Total del Despacho (Gas)
Ciclo Combinado
Combd. CC1
Combd. CC2
…
Ciclo Simple
Combd. CS1
Combd. CS2
…
Motores Reciprocantes
Combd. MR1
Combd. MR2
…
Combd. CCn
Combd. Cn
Combd. MRn
Con la información obtenida realizar el cálculo siguiente:
?
??
????????g???
?
Donde:
CTd
:Combustible total del despacho.
Comb
:Combustible de gas resultante del despacho.
t
:Corresponde al conjunto de unidades diferencias por tecnología CC, CS, MR.
:Número de centrales o Unidad de Generación por tecnología según corresponda.
n
e)
Calcular el consumo total de combustible de las unidades operando a Potencia Efectiva las 24 horas del día,
durante todo el período del despacho operativo esperado.
?
??
????????g???
?
Donde:
CTPe
:Combustible de gas total para poder generar a Potencia Efectiva, según lo especi?cado en el PR-
17
CombPe  :Combustible  de gas resultante del despacho a Potencia Efectiva las 24 horas.
t
:Corresponde al conjunto de unidades diferencias por tecnología CC, CS, MR.
:Número de centrales o Unidad de Generación por tecnología según corresponda.
n
?
f)
Calcular el FRC:
?
g???
?
?
?
?
Donde:
?
?

:calculado en el literal d)
:calculado en el literal e)
?
g)
Los resultados serán detallados según la siguiente tabla:
Vigencia
Tecnología
Del dd/mm/aa al dd/mm/aa
FRC
Ciclo Combinado (CC)
Ciclo Simple (CS)
FRCcc
FRCcs
FRCmr
Motores Reciprocantes (MR)
1957634-1