Norma Legal Oficial del día 29 de agosto del año 2010 (29/08/2010)

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TEXTO DE LA PÁGINA 22

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NORMAS LEGALES

El Peruano MORDAZA, MORDAZA 29 de agosto de 2010

de generacion no constituye una variable de control del problema de optimizacion. 8.3.5 Representacion de la red electrica La representacion de la red electrica sera explicita y podra simplificarse con respecto a las cantidades de nodos y lineas, en la medida que no se obvien restricciones que puedan impactar de manera significativa sobre los resultados del PMPO, ya sea desde el punto de vista operacional como economico. El sistema de transmision representado debe incluir todos aquellos nodos del sistema que permitan considerar la posible activacion de restricciones, ante diferentes escenarios de generacion y demanda. La simulacion de la operacion del MORDAZA se realizara al menos considerando un flujo de potencia activa en corriente continua (flujo "DC"), teniendo en cuenta la capacidad de los distintos elementos que componen la red y las perdidas de transmision. Se tendra especial cuidado de incluir aquellos elementos del sistema de transmision que se conozca podrian implicar restricciones al despacho economico de generacion. En el modelo se consideran las siguientes restricciones: Balance de potencia en cada MORDAZA por bloque horario, la potencia de racionamiento que permita evitar la infactibilidad de las soluciones y el limite de la capacidad de las lineas de transmision. 8.4 Representacion de la reserva rotante Para el caso del modelo para determinar el PMPO, se utilizara como MORDAZA los requerimientos de reserva rotante calculada utilizando el Procedimiento Tecnico del COES N° 22. 8.5 Pronostico de la demanda de mediano plazo El pronostico de la demanda de mediano plazo se realizara utilizando un modelo autoregresivo, que puede incluir entre sus variables explicativas las siguientes: datos estadisticos, datos economicos y atipicos particulares. Los resultados del modelo seran evaluados mensualmente, comparandolos con valores reales y, de ser necesario, se reformulara su especificacion, adjuntando para ello un informe sustentatorio. La informacion requerida en los literales b) y c) del numeral 7 servira para mejorar la serie estadistica que utiliza el modelo. 8.6 Pronostico hidrologico Para la elaboracion del pronostico hidrologico, se tomara como base la informacion historica proporcionada por los Agentes. En el caso de la informacion pronosticada remitida por los Agentes, el COES efectuara una revision de la probabilidad de excedencia con la independencia mensual informada y la validara, tomando como referencia la probabilidad de excedencia de los datos historicos. 8.7 Metodologia de calculo Politica de Operacion: En terminos generales, el modelo debera permitir la programacion estocastica de la operacion, considerando principalmente el caracter aleatorio de los aportes de agua y del comportamiento operacion ­ MORDAZA de las unidades de generacion. Simulacion estocastica de la operacion: La simulacion de la operacion requiere las funciones de costo esperado futuro, producidas en la Politica de Operacion, y se lleva a cabo en modo secuencial mediante simulacion estocastica de las ocurrencias hidrologicas y para escenarios probables de demanda. La disponibilidad estocastica del MORDAZA de generacion y red de transmision se tendra en cuenta ya sea por simulacion estocastica, si el modelo lo permite, o mediante reduccion promedio de la potencia disponible. 9. RESULTADOS PRINCIPALES 9.1 Politica de operacion

o mensual, para cada periodo del horizonte de optimizacion. ii. Valores esperados de erogaciones y trayectoria de embalses, asi como de generacion hidroelectrica, por periodo y bloques horarios considerados. iii. Valores esperados de generacion termoelectrica 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 transmision, teniendo en cuenta perdidas y otras restricciones activas, por periodo y bloques horarios considerados. vii. Valor esperado del deficit de energia, por periodo y bloques horarios considerados. 9.2 Simulacion estocastica de la operacion

Utilizando las funciones de costo futuro obtenidas con el modelo de optimizacion referido en el numeral 9.1, se determinara la operacion optima del MORDAZA para escenarios de hidrologia, demanda, disponibilidad de las unidades de generacion y configuracion de la red de transmision. Estas simulaciones permitiran identificar particularmente aquellos escenarios operativos que impliquen un riesgo significativo de incurrir en deficit de abastecimiento. Para cada simulacion se obtendran los siguientes resultados, para cada etapa y totales del horizonte de analisis: i. Generacion del sistema: Total del sistema y por centrales. ii. Balance demanda ­ generacion y deficit. iii. Evolucion del almacenamiento de los embalses, aportes, descargas, vertimientos y balance hidrico. iv. Costos marginales del sistema y por barra. v. Consumos de combustible, discriminados por tipo. Los resultados se presentaran ademas en graficos explicativos y, de ser el caso, se incluira el analisis de las condiciones operativas que conducen a situaciones de racionamientos significativos y propuestas de acciones correctivas conducentes a reducir o eliminar el racionamiento. 536906-1

Disponen la publicacion del documento "Proceso de Regulacion de los Precios en Barra" correspondiente al periodo MORDAZA 2010 - MORDAZA 2011
RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERIA OSINERGMIN Nº 216-2010-OS/CD MORDAZA, 26 de agosto de 2010 VISTOS: El Informe N° 0285-2010-GART elaborado por Division de Generacion y Transmision Electrica y el Informe N° 291-2010-GART elaborado por la Asesoria Legal; ambos de la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria. CONSIDERANDO: Que, mediante Resolucion OSINERGMIN Nº 0792010-OS/CD, publicada en el diario oficial El Peruano el 15 de MORDAZA de 2010, se fijaron los Precios en MORDAZA aplicables al periodo comprendido entre el 01 de MORDAZA de 2010 y el 30 de MORDAZA de 2011; Que, esta resolucion fue modificada, en parte, por la Resolucion OSINERGMIN Nº 146-2010-OS/CD, publicada en el diario oficial El Peruano el 12 de junio de 2010, como consecuencia de los recursos de reconsideracion interpuestos por las empresas Edegel S.A.A., Consorcio Transmantaro S.A. y Maja Energia S.A.C., asi como por las revisiones posteriores efectuadas por el organismo regulador;

Para determinar la politica de operacion se utilizara un modelo de optimizacion basado en programacion dinamica estocastica u otro algoritmo equivalente. Los principales resultados a obtener seran los siguientes: i. Funcion de costos futuros y valor del agua para cada central con capacidad de regulacion estacional