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NORMAS LEGALES Domingo 19 de junio de 2016 El Peruano / 590003 6.2.1 Condiciones Hidrológicas iniciales El volumen al inicio del periodo de optimización de los embalses de las Centrales Hidráulicas será tomado de la Información operativa hidrológica que debe enviar el Agente en aplicación del numeral 5.2 del Procedimiento Técnico del COES N° 41 (PR-41). En caso de existir modi fi caciones de los datos o fi ciales de volumen máximo y mínimo del embalse u otra restricción asociada, se debe enviar la información sustentatoria. 6.2.2 Programa de obras de generación y de equipos de transmisión El programa actualizado de obras de generación y de equipos de transmisión previsto para los siguientes 12 meses, derivado de la información remitida para la elaboración del Plan de Transmisión. 6.2.3 Costo de Racionamiento para programación de la operación: El Costo de Racionamiento aplicable para la programación de la operación será el utilizado para el Plan de Transmisión vigente. 6.2.4 Características técnicas de las Unidades de Generación y de las instalaciones de transmisión: Se debe considerar todas las combinaciones operativas de las Unidades de Generación con las cuales se le otorgó la Operación Comercial, así como las demás características técnicas de las Unidades de Generación y las instalaciones de transmisión que se encuentren vigentes de acuerdo a lo informado por sus Titulares en sus respectivas Fichas Técnicas presentadas para la conexión de sus instalaciones al SEIN, o aquellas que las reemplacen o modi fi quen conforme al Procedimiento Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modi fi cación y Retiro de Instalaciones en el SEIN”. 6.2.5 Pronóstico de los aportes hídricos: El pronóstico hidrológico para la programación mensual de Mediano Plazo que resulta de la aplicación del PR-41. 6.2.6 Costos Variables de las Unidades de Generación: Los Costos Variables asociados a las Centrales Térmicas e Hidroeléctricas serán los determinados de acuerdo al Procedimiento Técnico del COES N° 31 “Calculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación” (PR-31). 6.2.7 Mantenimientos e intervenciones en los equipos del SEIN: Los mantenimientos e intervenciones de los equipos del SEIN serán los de fi nidos de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES Nº 12 “Programación de Intervenciones en equipos del SEIN” (PR-12). 6.2.8 Magnitud de la Reserva Rotante: Se utilizará como datos las magnitudes de Reserva Rotante determinadas en aplicación de los Procedimientos Técnicos del COES N° 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” (PR-21) y N° 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” (PR-22). 6.3 En caso los Agentes no remitan la información requerida en los plazos establecidos o cuando los requerimientos de información adicional o de aclaraciones no sean absueltos a satisfacción del COES, el COES adoptará a su criterio la mejor información disponible. El COES deberá poner en conocimiento de los Agentes la información empleada en reemplazo. 7 METODOLOGÍA PARA LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO La metodología a utilizar en la elaboración del PMPO es la detallada en el Anexo 1 del presente Procedimiento Técnico. 8 RESULTADOS DEL MODELO PARA LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO 8.1 Política de operaciónDe esta fase de optimización se obtendrá la FCF y valor del agua para cada embalse con capacidad de regulación modelado, y para cada periodo del horizonte de optimización. Este resultado será utilizado como información de entrada para la programación de la operación de corto plazo. 8.2 Simulación estocástica de la operación El PMPO es el informe que contiene los valores esperados resultantes de la simulación estocástica de la operación acompañados de la sustentación técnica correspondiente. El esquema de presentación del PMPO deberá considerar como mínimo los siguientes apartados: a) Breve descripción de la metodología utilizada. b) Pronóstico de la demanda.c) Oferta de generación y disponibilidad de la capacidad de transmisión. d) Programas de mantenimiento considerados.e) Escenarios más probables y críticos.f) Resultados, incluyendo principalmente: (i) Costos marginales esperados por Semana Operativa y por bloque de demanda. (ii) Despacho esperado de generación(iii) Trayectoria esperada para el uso de los principales embalses. (iv) Volúmenes esperados de descarga. g) Unidades de Generación forzada y motivo de su despacho forzado. Cuando corresponda, se incluirá el análisis de las condiciones operativas que conducen a situaciones de racionamientos signi fi cativos y propuestas de acciones correctivas conducentes a reducir o eliminar el racionamiento. DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL El incumplimiento de las obligaciones previstas en el presente procedimiento deberá ser informado por el COES a Osinergmin en el mes siguiente de identi fi cado, para efectos de iniciar el procedimiento administrativo sancionador a que hubiere lugar y la aplicación de las sanciones previstas en la Escala de Multas y Sanciones de Osinergmin. DISPOSICIÓN TRANSITORIA ÚNICA El segundo párrafo del numeral 5.3 del presente Procedimiento Técnico entrará en vigencia al día siguiente de cumplirse sesenta (60) días calendarios de publicado el mismo, en el diario o fi cial El Peruano. ANEXO 1 METODOLOGÍA PARA ELABORAR EL PROGRAMA DE MEDIANO PLAZO DE LA OPERACIÓN DEL SEIN La metodología a utilizar para la elaboración del PMPO considera lo siguiente: 1 Función objetivoEl modelo matemático a utilizar deberá tener como objetivo minimizar la suma de los costos esperados, dados por los costos de generación térmica, hidráulica más los costos por racionamiento, para todo el horizonte de optimización considerado. El horizonte de optimización será de 1 año como mínimo, discretizado en Semanas Operativas, para lo cual cada Semana Operativa, será representada con al menos por cuatro (4) Bloques Horarios. 2 Restricciones Las restricciones a considerar son:2.1 Límites técnicos operativos de la generación Hidráulica a) Límites de almacenamiento: