Norma Legal Oficial del día 30 de diciembre del año 2015 (30/12/2015)

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TEXTO DE LA PÁGINA 84

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NORMAS LEGALES

Miércoles 30 de diciembre de 2015 /

El Peruano

referencia) es el mismo encontrado para incrementar generación (disminuciones de frecuencia). - En la metodología se considera inicialmente una reserva rotante asignada a la RPF del 1% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis. (...)" Mediante documento COES/D-507-2015, del 02 de octubre de 2015, el COES remitió a Osinergmin la propuesta de la magnitud de reserva rotante para la RPF del SEIN del año 2016 (Informe COES/D/DO-408-2015). Mediante Oficio Nº 7256-2015-OS/GFE se presentó observaciones a la propuesta del COES, las cuales se citan a continuación: a) El informe presenta los cálculos conforme a la metodología establecida en PR-21; se observa que la proyección de la demanda de energía para el año 2015 resulta elevada (44968 GWh, incluida en el Anexo 1 del Anexo A del Informe) considerando que el incremento de la demanda de energía de enero a octubre de 2015, respecto del mismo periodo del 2014, es de aproximadamente 5.8%, lo cual se estima que es mayor a la demanda que podría ocurrir en el año 2015. Por lo tanto, la proyección de la demanda para el año 2016 se considera que resultaría elevada. b) Otro aspecto del Informe que debería ser revisado en lo referido al cálculo del % de reserva para los periodos de avenida y estiaje, se explica a continuación: Para la determinación del % reserva conforme a lo estipulado en el Anexo 1 del PR-21 "Metodología para Determinar la Reserva destinada a la RPF", se establece que se graficará la curva de costos totales versus el % de reserva, luego se ubicará el valor porcentual de la reserva que signifique el menor costo; para este efecto al haberse calculado los costos totales (determinados como la suma de los sobrecostos operativo y el costo de la Energía No Suministrada), que resulta en una "curva" de 6 puntos (de 0% a 5%), para la determinación del % de reserva, se halla la curva polinómica que resulte con un coeficiente de correlación aceptable, en esta curva polinómica se determina el % de reserva que minimiza el Costo Total. Para el periodo de estiaje el valor de % de reserva en el caso del Polinomio grado 3 con un coeficiente de correlación 0.8086 (valor modesto), es 1.94% (valor igual al determinado por el COES), pero si se hubiese utilizado un polinomio de grado 4 que tiene un coeficiente de correlación 0.9247, el valor de % reserva que obtiene el mínimo costo con dicho polinomio es 1.27%. Por lo tanto el COES deberá explicar por qué no ha utilizado un polinomio grado 4, para la determinación del % de reserva para el periodo de Estiaje. c) el COES deberá explicar por qué usa como potencia del bloque de punta la potencia máxima de los periodos de Avenida y Estiaje. d) En relación al Anexo C del Informe, correspondiente al "Análisis Eléctricos del Estudio para Determinar la Magnitud de la Reserva Rotante destinada a la Regulación Primaria de Frecuencia", el COES deberá explicar, respectó al contenido de las tablas 6.2 a 6.12, lo concerniente al valor de potencia consignado a la desconexión de "Mantaro" que figura con 671 MW. La explicación de refiere si la potencia indicada se refiere a la C.H. Mantaro o al Complejo Mantaro. En caso que se trate de la C.H. Mantaro, la desconexión de esta planta implica la desconexión de la C.H. Restitución. Mediante carta COES/D-646-2015, el 15 de diciembre de 2015, el COES presentó la absolución a las observaciones (Informe COES/O/SEV-111-2015). Las respuestas presentadas a las observaciones se consideran validas por lo tanto los valores de % RPF presentados en el documento COES/D-507-2015 se consideran válidos. El análisis que se realiza en el presente informe consiste en verificar el cumplimiento de la metodología, propuesta en el Anexo Nº 1 del PR-21, para calcular la magnitud de reserva para la RPF correspondiente al año 2016. 2. VERIFICACIÓN DE LA APLICACIÓN DEL PR21 PARA EL CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA PARA LA RPF La evaluación de la PROPUESTA se basará en el cumplimiento de los criterios generales y la metodología establecidos en el Anexo Nº 1 del PR-21.

2.1 Cálculo de los Costos Operativos Adicionales En la PROPUESTA se ha verificado que se utilizó como caso base (sin reserva en el SEIN) la Programación del Mediano Plazo del SEIN correspondiente al mes de agosto de 2015, elaborada y emitida por el COES y a partir de ésta se calcularon los sobrecostos operativos, aumentando la reserva rotante del SEIN hasta el 5% con pasos de 1%. Tabla 1. Costos de Operación de Enero ­ Diciembre 2015 (en millones de dólares)
% Reserva Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Total 0% 8.21 8.33 9.42 11.99 19.18 20.85 23.79 24.23 33.35 31.63 29.56 23.13 243.67 1% 8.39 8.59 9.71 12.25 19.71 21.25 24.77 24.68 32.48 31.30 30.33 23.84 247.30 2% 8.73 8.87 10.08 12.76 20.28 21.60 25.44 25.38 32.48 33.25 31.03 23.71 253.61 3% 8.97 9.13 10.32 13.09 20.83 22.49 25.63 26.06 33.49 32.58 30.99 24.92 258.50 4% 9.33 9.35 10.73 13.73 21.38 22.68 26.60 26.42 32.39 33.33 31.87 25.33 263.14 5% 9.69 9.65 11.10 14.27 21.89 23.00 26.46 25.82 33.56 33.86 32.30 25.99 267.59

Por otro lado, de acuerdo al numeral 1.9 del Anexo Nº 1 del PR-21, corresponde evaluar el Margen de Reserva para la RPF para el periodo de avenida y estiaje del 2015. En ese sentido los sobrecostos para el periodo de avenida (meses de enero a mayo y diciembre) del 2015 son los que se muestran en la tabla siguiente: Tabla 2. Sobrecostos Periodo de Avenida 2015 (en millones de dólares)
Sobre Costo milllones US$ 0 2.22 4.15 6.99 9.59 12.31

Reserva % 0% 1% 2% 3% 4% 5%

Ene 8.21 8.39 8.73 8.97 9.33 9.69

Feb 8.33 8.59 8.87 9.13 9.35 9.65

Mar 9.42 9.71 10.08 10.32 10.73 11.1

Abr 11.99 12.25 12.76 13.09 13.73 14.27

May 19.18 19.71 20.28 20.83 21.38 21.89

Dic 23.13 23.84 23.71 24.92 25.33 25.99

Total 80.26 82.49 84.43 87.26 89.85 92.59

Del mismo modo, los sobrecostos para el periodo de estiaje (junio a noviembre) del 2015 se observan en la tabla siguiente: Tabla 3. Sobrecostos Periodo de Estiaje 2015 (en millones de dólares)
Reserva % 0% 1% 2% 3% 4% 5% Jun 20.85 21.25 21.6 22.49 22.68 23 Jul 23.79 24.77 25.44 25.63 26.6 26.46 Ago 24.23 24.68 25.38 26.06 26.42 25.82 Set 33.35 32.48 32.48 33.49 32.39 33.56 Oct 31.63 31.3 33.25 32.58 33.33 33.86 Nov 29.56 30.33 31.03 30.99 31.87 32.3 Total 163.41 164.81 169.18 171.24 173.29 175 Sobre Costo milllones US$ 0 1.39 5.78 7.83 9.88 11.59

Por lo expuesto anteriormente, se observa que la PROPUESTA cumple con lo dispuesto en los numerales 1.7, 2.2, 2.3 y 2.5 del Anexo Nº 1 del PR-21, en lo correspondiente al cálculo de los Costos Operativos Adicionales incurridos, por aplicación del Margen de Reserva Rotante para la RPF. 2.2 Cálculo del Costo de Energía no Suministrada (ENS) En la PROPUESTA, para determinar el Costo de Energía no Suministrada (ENS) por desconexión de generación o conexión intempestiva de grandes bloques de demanda, se consideró lo siguiente: a) Análisis eléctricos dinámicos para estimar la demanda desconectada por desconexión de unidades de generación, realizada utilizando un estatismo de 5%. b) Determinación de las tasa de falla a partir de salidas