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39 NORMAS LEGALES Miércoles 21 de diciembre de 2022 El Peruano / 7.1.3 Para el caso que un Generador Integrante declare la compra de Energía Firme Anual o Potencia Firme Mensual asociada a Unidades de Generación sin Operación Comercial, para la cobertura de sus compromisos de suministro, deberá presentar la siguiente información: a) Diagrama Uni fi lar donde se detalle el punto de conexión al SEIN de la Unidad de Generación sin Operación Comercial. b) Copia de Resolución de autorización o concesión defi nitiva para desarrollar la actividad de generación emitida por la autoridad competente, correspondiente a la Unidad de Generación involucrada. c) Para el caso de compra de Energía Firme, el Generador Integrante deberá remitir al COES su declaración mediante el Anexo B del presente Procedimiento. Para la compra mensual de Potencia Firme, la declaración de compra de Potencia Firme mensual deberá ser remitida según en Anexo C del presente Procedimiento. d) La determinación de la Energía Firme o Potencia Firme de la Central sin Operación Comercial, considerando los siguientes ítems: i. El cálculo de la Energía Firme anual aplicando los criterios y metodología establecidos en el numeral 7.2 del presente Procedimiento y el cálculo de la Potencia Firme mensual acorde a lo establecido en el Anexo D. ii. Al resultado obtenido en el ítem anterior, según corresponda si es Energía Firme o Potencia Firme, se debe descontar el consumo propio de potencia o energía activa referidos al proceso productivo, los compromisos de suministro y las ventas de Energía Firme o Potencia Firme asumidos por el tercero titular de la Unidad de Generación. iii. La información referida a indisponibilidades programadas y fortuitas será la establecida en el Anexo C del 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). iv. Las centrales termoeléctricas deberán contar con la aprobación del resultado del ensayo de Potencia Efectiva, realizada según lo establecido en el Procedimiento Técnicos del COES N° 17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica” (exceptuando lo relacionado a las pruebas de Rendimiento), la aprobación del resultado del ensayo de Potencia Efectiva no podrá tener una antigüedad mayor a 3 años. Únicamente cuando el Margen de Reserva de Generación del SEIN para el año en evaluación sea menor al 50% del Margen de Reserva Firme Objetivo fi jado por OSINERGMIN, la aprobación del resultado del ensayo de Potencia Efectiva deberá tener una antigüedad máxima de 1 año. Esta condición se evaluará sobre la base de los resultados del último Estudio de Veri fi cación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) del SEIN publicado por el COES. v. Las centrales hidroeléctricas deberán contar con la aprobación del resultado del ensayo de Potencia Efectiva, realizada según lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 18 “Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas” (PR-18). Esta Potencia Efectiva se mantendrá vigente en tanto no varíe la potencia instalada de la Central Hidroeléctrica y/o la capacidad de los reservorios de regulación horaria, la cual deberá ser sustentada mediante su Estudio Batimétrico aprobado. vi. Para los cálculos de Energía Firme de las centrales hidráulicas, se deberá tomar en consideración la información de hidrología obtenida de la aplicación del Procedimiento Técnico del COES N° 41 “Información Hidrológica para la Operación del SEIN” (PR-41) 7.1.4 En caso el Generador Integrante no entregue el cálculo de Energía Firme en los plazos requeridos para la veri fi cación inicial mencionada en el numeral 7.3.1 o éste no se ajuste al presente Procedimiento, el COES considerará un valor de Energía Firme determinado con la mejor información disponible. Asimismo, informará de ello a Osinergmin.7.1.5 Para el caso de un Generador Integrante que declare la compra/venta de Energía Firme anual asociada a Unidades de Generación en Operación Comercial, deberá remitir el Anexo B del presente procedimiento. En caso el Generador Integrante declare la compra/venta de Potencia fi rme mensual con centrales en Operación Comercial, para cobertura de sus compromisos de suministro, deberá remitir al COES el formato del Anexo C. 7.1.6 La veri fi cación anual de la cobertura de la energía comprometida se realizará de acuerdo con lo indicado en el numeral 7.3. Mientras que, el balance mensual de la potencia comprometida se determinará según lo indicado en el numeral 7.4 del presente procedimiento. 7.2 Determinación de la Energía Firme de los Generadores 7.2.1 Centrales HidroeléctricasLa Energía Firme de las Centrales Hidroeléctricas está conformada por los aportes de los Caudales Naturales de aporte intermedio de la cuenca entre el (los) Reservorios(s) de Regulación Estacional y la(s) central(es), y por los aportes debidos a la(s) descarga(s) del (los) reservorios(s). Para la determinación de la Energía Firme anual de la(s) Central(es) Hidroeléctricas, se simula su operación para los doce meses del año; teniendo como objetivo maximizar su generación anual, considerando lo siguiente: a) Los Caudales Naturales a fl uentes al Reservorio de Regulación Estacional y los Caudales Naturales de aporte intermedio de la cuenca considerada para la probabilidad de excedencia mensual que fi ja el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Dichos caudales corresponderán a la interpolación lineal entre los valores más próximos que resulten de toda la información de la serie hidrológica disponible obtenida del Estudio Hidrológico Anual del año previo, al que se refi ere en el Procedimiento Técnico del COES N° 41 “Información Hidrológica para la Operación del SEIN” (PR-41). Serie hidrológica es una de fi nición general, la cual corresponde a cualquier tipo de variable hidrológica (volumen, caudal, precipitación, evaporación, fi ltración etc.) y a cualquier tipo de resolución (diaria, semanal, mensual, etc.). b) El volumen inicial del año de los Reservorios de Regulación Estacional obtenido a partir de un promedio aritmético de los volúmenes alcanzados a las 00:00 horas de cada 1 de enero de los últimos diez (10) años. c) El volumen fi nal será igual al mayor valor entre el volumen mínimo operativo establecido por la autoridad competente y el valor mínimo de los volúmenes almacenados alcanzados a las 00:00 horas de cada 1 de enero de los últimos diez (10) años. d) En el caso de nuevos Reservorios de Regulación Estacional, se calculará el volumen inicial como el 50% de su capacidad útil y como volumen fi nal la capacidad mínima del Reservorio de Regulación Estacional. Conforme se disponga de información histórica, ésta se utilizará para el cálculo del volumen inicial y fi nal del Reservorio de Regulación Estacional de acuerdo a lo señalado en los ítems b) y c) respectivamente. e) Restricciones por riego, agua potable y caudal ecológico (correspondiente solo a las derivaciones en trayectoria cuya parte del agua captada se traslada y retorna al río) de acuerdo con los estudios que las sustenten. f) Capacidades máximas de túneles, canales, compuertas y restricciones operativas informadas por el Generador Integrante. g) El volumen mínimo de los Reservorios de Regulación Estacional en los meses de simulación. h) Pérdidas por fi ltración y evaporación que correspondan, determinado con la información presentada por el titular para el Estudio Hidrológico Anual referido en el PR-41. Para ello, las descargas de Reservorios de Regulación Estacional serán calculadas mediante la siguiente ecuación: