“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
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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;
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NORMAS LEGALES
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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
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NORMAS LEGALES
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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.
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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:
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NORMAS LEGALES
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(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.
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NORMAS LEGALES
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(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.
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NORMAS LEGALES
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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?ORM?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?????oProgramada???????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
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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
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&/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.
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c.
Se determinan los factores parciales de cada tramo del ducto que corresponda a la central o Unidad de
Generación en evaluación:
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Tramo garantizado con CDU
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Tramo garantizado con CRD
Tramo garantizado con CCD
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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
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se agregan las garantías de capacidad aportadas por el SUGAD y SUCAD, en caso correspondan.
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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
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Solución:
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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.
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Considerando que:
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y
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Mediante las fórmulas (1), (2), (3) y (4) del Anexo E del presente procedimiento, se determinan los factores parciales
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de cada tramo del ducto para los 30 días del mes correspondiente:
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Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CRU diario
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Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CCD diario
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Cálculo para cada día del mes, acorde a su valor CCD diario
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20
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 29 de mayo de 2021 /
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De la fórmula (5) del Anexo E:
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De la fórmula (14) del numeral 7.2 del Procedimiento:
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Del numeral 7.3 del Procedimiento:
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Entonces, de la fórmula (15)? del?numeral? 7.3 del? Procedimiento, para un mes de 30 días:
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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
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Solución:
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Mediante las fórmulas (1), (2), (3) y (4) del Anexo “E” del Procedimiento, para un mes de 30 días se obtiene:
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De la fórmula (5) del Anexo “E” se obtiene:
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De la fórmula (14) del numeral 7.2 del Procedimiento se obtiene:
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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
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Solución:
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Mediante las fórmulas (1), (2), (3) y (4) del Anexo “E” del Procedimiento, para un mes de 30 días se obtiene:
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De la fórmula (5) del Anexo “E” se obtiene:
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De la fórmula (14) del numeral 7.2 del Procedimiento se obtiene:
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Del numeral 7.3 del Procedimiento:
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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:
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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:
?
??
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?
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:
?
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?
?
?
?
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