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NORMAS LEGALES El Peruano Lima, domingo 29 de agosto de 2010 424672 de generación no constituye una variable de control del problema de optimización. 8.3.5 Representación de la red eléctrica La representación de la red eléctrica será explicita y podrá simplifi carse con respecto a las cantidades de nodos y líneas, en la medida que no se obvien restricciones que puedan impactar de manera signifi cativa sobre los resultados del PMPO, ya sea desde el punto de vista operacional como económico. El sistema de transmisión representado debe incluir todos aquellos nodos del sistema que permitan considerar la posible activación de restricciones, ante diferentes escenarios de generación y demanda. La simulación de la operación del SEIN se realizará al menos considerando un fl ujo de potencia activa en corriente continua (fl ujo “DC”), teniendo en cuenta la capacidad de los distintos elementos que componen la red y las pérdidas de transmisión. Se tendrá especial cuidado de incluir aquellos elementos del sistema de transmisión que se conozca podrían implicar restricciones al despacho económico de generación. En el modelo se consideran las siguientes restricciones: Balance de potencia en cada barra por bloque horario, la potencia de racionamiento que permita evitar la infactibilidad de las soluciones y el límite de la capacidad de las líneas de transmisión. 8.4 Representación de la reserva rotante Para el caso del modelo para determinar el PMPO, se utilizará como dato los requerimientos de reserva rotante calculada utilizando el Procedimiento Técnico del COES N° 22. 8.5 Pronóstico de la demanda de mediano plazo El pronóstico de la demanda de mediano plazo se realizará utilizando un modelo autoregresivo, que puede incluir entre sus variables explicativas las siguientes: datos estadísticos, datos económicos y atípicos particulares. Los resultados del modelo serán evaluados mensualmente, comparándolos con valores reales y, de ser necesario, sé reformulará su especifi cación, adjuntando para ello un informe sustentatorio. La información requerida en los literales b) y c) del numeral 7 servirá para mejorar la serie estadística que utiliza el modelo. 8.6 Pronóstico hidrológico Para la elaboración del pronóstico hidrológico, se tomará como base la información histórica proporcionada por los Agentes. En el caso de la información pronosticada remitida por los Agentes, el COES efectuará una revisión de la probabilidad de excedencia con la independencia mensual informada y la validará, tomando como referencia la probabilidad de excedencia de los datos históricos. 8.7 Metodología de cálculo Política de Operación: En términos generales, el modelo deberá permitir la programación estocástica de la operación, considerando principalmente el carácter aleatorio de los aportes de agua y del comportamiento operación – falla de las unidades de generación. Simulación estocástica de la operación: La simulación de la operación requiere las funciones de costo esperado futuro, producidas en la Política de Operación, y se lleva a cabo en modo secuencial mediante simulación estocástica de las ocurrencias hidrológicas y para escenarios probables de demanda. La disponibilidad estocástica del parque de generación y red de transmisión se tendrá en cuenta ya sea por simulación estocástica, si el modelo lo permite, o mediante reducción promedio de la potencia disponible. 9. RESULTADOS PRINCIPALES 9.1 Política de operación Para determinar la política de operación se utilizará un modelo de optimización basado en programación dinámica estocástica u otro algoritmo equivalente. Los principales resultados a obtener serán los siguientes: i. Función de costos futuros y valor del agua para cada central con capacidad de regulación estacional o mensual, para cada periodo del horizonte de optimización. ii. Valores esperados de erogaciones y trayectoria de embalses, así como de generación hidroeléctrica, por periodo y bloques horarios considerados. iii. Valores esperados de generación termoeléctrica y consumo de combustibles por periodo y bloques horarios considerados. iv. Flujos por las interconexiones. v. Valor esperado del costo operativo total. vi. Valor esperado de los costos marginales en cada nodo del sistema de transmisión, teniendo en cuenta pérdidas y otras restricciones activas, por periodo y bloques horarios considerados. vii. Valor esperado del défi cit de energía, por periodo y bloques horarios considerados. 9.2 Simulación estocástica de la operación Utilizando las funciones de costo futuro obtenidas con el modelo de optimización referido en el numeral 9.1, se determinará la operación óptima del SEIN para escenarios de hidrología, demanda, disponibilidad de las unidades de generación y confi guración de la red de transmisión. Estas simulaciones permitirán identifi car particularmente aquellos escenarios operativos que impliquen un riesgo signifi cativo de incurrir en défi cit de abastecimiento. Para cada simulación se obtendrán los siguientes resultados, para cada etapa y totales del horizonte de análisis: i. Generación del sistema: Total del sistema y por centrales. ii. Balance demanda – generación y défi cit. iii. Evolución del almacenamiento de los embalses, aportes, descargas, vertimientos y balance hídrico. iv. Costos marginales del sistema y por barra. v. Consumos de combustible, discriminados por tipo. Los resultados se presentarán además en gráfi cos explicativos y, de ser el caso, se incluirá el análisis de las condiciones operativas que conducen a situaciones de racionamientos signifi cativos y propuestas de acciones correctivas conducentes a reducir o eliminar el racionamiento. 536906-1 Disponen la publicación del documento “Proceso de Regulación de los Precios en Barra” correspondiente al período mayo 2010 - abril 2011 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 216-2010-OS/CD Lima, 26 de agosto de 2010 VISTOS: El Informe N° 0285-2010-GART elaborado por División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe N° 291-2010-GART elaborado por la Asesoría Legal; ambos de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria. CONSIDERANDO: Que, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 079- 2010-OS/CD, publicada en el diario ofi cial El Peruano el 15 de abril de 2010, se fi jaron los Precios en Barra aplicables al período comprendido entre el 01 de mayo de 2010 y el 30 de abril de 2011; Que, esta resolución fue modifi cada, en parte, por la Resolución OSINERGMIN Nº 146-2010-OS/CD, publicada en el diario ofi cial El Peruano el 12 de junio de 2010, como consecuencia de los recursos de reconsideración interpuestos por las empresas Edegel S.A.A., Consorcio Transmantaro S.A. y Maja Energía S.A.C., así como por las revisiones posteriores efectuadas por el organismo regulador;