Modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 22

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 461-2017-GRT

Modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 22 “Reserva

Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”

(Aprobación)

Lima, setiembre de 2017

Osinergmin Informe Nº 461-2017-GRT

Publicación de la modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 22 i

Resumen Ejecutivo

El 27 de enero de 2017, el COES remitió a Osinergmin, mediante carta COES/D-101-2017, una propuesta de modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” (en adelante “PR-22”), con el respectivo Informe de Sustento Técnico y Legal.

De conformidad con el numeral 8.1 de la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos”, aprobada mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD, Osinergmin remitió al COES las observaciones a la propuesta de modificación del PR-22, mediante Oficio N° 385-2017-GRT del 03 de abril de 2017, otorgándole un plazo de veinte (20) días hábiles para subsanar las mismas. Con fecha 04 de mayo de 2017, el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones, mediante la carta COES/D-488-2017.

Como resultado del análisis a la subsanación de observaciones, el 15 de julio de 2017 se publicó, en el diario oficial El Peruano, la Resolución N° 155-2017-OS/CD, que autorizó la publicación del proyecto de resolución para la aprobación de la modificación del PR-22, otorgándose un plazo máximo de quince (15) días calendario para la presentación de los comentarios por parte de los interesados.

Dentro del plazo señalado, se recibieron los comentarios de las empresas Celepsa, COES, Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A., Kallpa Generación S.A., Enel Generación Perú S.A.A. y ENGIE Energía Perú S.A. Como resultado del análisis de Osinergmin de los comentarios y sugerencias recibidos por parte de los interesados, se han efectuado modificaciones al proyecto de modificación del PR-22.

Los principales cambios al proyecto de modificación del PR-22 son los siguientes:

• Agregar en el numeral 1.5 del Anexo IV como parte de la compensación mensual por regulación secundaria de frecuencia, las compensaciones por los costos adicionales a los que se refiere el numeral 11.8 del PR-22 (costos por consumo de combustibles de arranque — parada, de baja eficiencia en las rampas de carga – descarga)

• Asignar la compensación mensual por regulación secundaria de frecuencia entre los Participante Generadores, en función a su producción de energía, y a los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios en función a su retiro de energía en el Mercado Mayorista de Electricidad.


Publicación de la modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 22 1

ÍNDICE

1. Antecedentes .......................................................................................................................... 2

2. Aspectos considerados en la Propuesta de Modificación ......................................... 4

2.1 Aspectos objeto de revisión .............................................................................4

2.2 Propuesta de modificación del PR-22 ..............................................................5

3. Análisis de comentarios ...................................................................................................... 6

4. Conclusiones .......................................................................................................................... 7

Anexo 1 .............................................................................................................................................. 8

Anexo 2 ............................................................................................................................................ 23



1. Antecedentes

La Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N° 28832) establece en el literal b) del artículo 13 que, entre las funciones de interés público que tiene el COES, se encuentra la de elaborar y/o modificar procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por Osinergmin.

En concordancia a ello, mediante el Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (Reglamento COES), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1, detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimientos Técnicos en materia de operación del SEIN. Para tal efecto, en su numeral 5.2 se prevé que el COES debe contar con una Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos aprobada por Osinergmin, la cual incluirá, como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.

En ese sentido, mediante Resolución N° 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (“Guía”), estableciéndose el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES. Dicha Guía fue modificada mediante Resolución N° 088-2011-OS/CD, mediante Resolución N° 272-2014-OS/CD y mediante Resolución N° 090-2017-OS/CD.

Asimismo, el numeral 6.1 del artículo 6 de dicha Guía señala que la propuesta de Procedimiento Técnico debe estar dirigida a Osinergmin adjuntando los respectivos estudios económicos, técnicos y legales que sustenten su necesidad. El plazo de remisión de los procedimientos también ha sido regulado por la citada norma, disponiéndose en su artículo 7 que sólo durante el mes de agosto, Osinergmin recibirá las propuestas de Procedimientos Técnicos que se encuentren previstas en el Plan Anual; y excepcionalmente, cuando se justifique de forma sustentada, podrá admitirse propuestas en periodo distinto.

Así también, mediante Resolución N°058-2014-OS/CD, se publicó el Procedimiento Técnico del COES N° 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” (PR-22), el cual tiene por objetivo establecer los criterios y metodología para la prestación del Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia.

Asimismo, en el artículo 11 de la Ley N° 28832, se creó el Mercado de Corto Plazo de dicha Ley, en el que pueden participar los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y los Grandes Usuarios Libres, además de los Generadores que venían participando en el mercado spot vigente, según las condiciones que se establezcan en el respectivo Reglamento;

Mediante Decreto Supremo N° 027-2011-EM, se aprobó el Reglamento del Mercado de Corto Plazo, sujetando su vigencia al vencimiento del Decreto de Urgencia N° 049-2008, y posteriormente hasta el 01 de enero de 2016, mediante el Decreto Supremo N° 032-



2012-EM. Este decreto supremo encargó una reformulación del reglamento, previa publicación de un proyecto a ser sometido a la opinión de los interesados;

Luego del proceso de transparencia seguido en el Ministerio de Energía y Minas, mediante Decreto Supremo N° 026-2016-EM, del 28 de julio de 2016, se aprobó el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (Reglamento MME), el cual establece definiciones, condiciones para participación en el Mercado Mayorista de Electricidad (MME), condiciones de funcionamiento para el MME, liquidación en el MME, inflexibilidades operativas, entre otros. Así también, en su primera disposición complementaria transitoria, establece que el COES deberá presentar a Osinergmin los Procedimientos, para su aprobación, que resulten necesarios para el funcionamiento del MME, teniendo para esto seis (6) meses a partir de la publicación del Reglamento MME.

Por lo mencionado anteriormente, mediante carta COES/D-101-2017, del 27 de enero de 2017, el COES remitió a Osinergmin una propuesta de modificación del PR-22, con la finalidad de adecuarlo con lo mencionado en el párrafo anterior. En este sentido, de conformidad con el numeral 8.1 de la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos”, mediante Oficio N° 385-2017-GRT del 03 de abril de 2017, se le otorgó un plazo de veinte (20) días hábiles para subsanar las mismas. Con fecha 04 de mayo de 2017, el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones, mediante la carta COES/D-488-2017.

Siguiendo con el proceso, el 15 de julio de 2017 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano mediante la Resolución N° 155-2017-OS/CD, del proyecto de resolución de aprobación de la modificación del PR-22, de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en el artículo 25 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, y se otorgó un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia de Regulación de Tarifas.

Al respecto, durante dicho periodo, las empresas Celepsa (en adelante, “CELEPSA”), COES, Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (en adelante, “SMCV”), Kallpa Generación S.A. (en adelante, “KALLPA”), Enel Generación Perú S.A.A. (en adelante, “ENEL”) y ENGIE Energía Perú S.A. (en adelante, “ENGIE”) presentaron sus comentarios y sugerencias al proyecto de modificación del PR-22.

Con fecha 23 de agosto de 2017, el COES remitió a Osinergmin, con carta COES/D-1179-2017, la opinión sobre los comentarios y sugerencias realizados a la publicación del proyecto de modificación del PR-22.

En este sentido, en el presente informe se efectúa el análisis de los comentarios recibidos de los interesados, con la finalidad de proponer la versión definitiva de la modificación del PR-22 a ser publicada.



2. Aspectos considerados en la Propuesta de Modificación

El COES propuso actualizar el contenido del PR-22 debido a la aprobación del Reglamento MME en la que, entre otros, se incluyeron nuevos participantes en dicho mercado.

2.1 Aspectos objeto de revisión Conforme a lo establecido en el Reglamento MME, correspondió adecuar el PR-22 considerando lo siguiente:

a) Nuevos Participantes en el MME.

b) Compensaciones por la prestación del servicio Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).

2.1.1 Nuevos Participantes del MME El Reglamento MME señala que los Distribuidores y Grandes Usuarios también participarán en el MME. Es así, que el numeral 2.2 del artículo 2 del Reglamento MME establece como Participantes autorizados para comprar en el MCP a los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios. Mientras que, los únicos Participantes autorizados a vender serán los Generadores Integrantes del COES por las inyecciones de las centrales de generación de su titularidad. Conforme a ello, el actual PR-22 deberá adecuarse a fin de incorporar a los Distribuidores y Grandes Usuarios como nuevos Participantes en el MME.

2.1.2 Compensaciones por la prestación del servicio RSF El Reglamento MME establece que el MME estará compuesto por dos mercados: i) el Mercado de Corto Plazo (MCP) y, ii) el mercado de mecanismos de asignación de Servicios Complementarios, Inflexibilidades Operativas y asignación de Rentas de Congestión. Asimismo, el Reglamento MME establece que la definición de los Servicios Complementarios, así como su remuneración por parte de los Participantes, se efectúa de acuerdo con lo establecido en la “Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en tiempo real de los Sistemas Interconectados” (NTOTR) o la norma que la sustituya. Cabe mencionar que dentro del pago por “Servicios Complementarios” se encontrará el pago asociado al servicio de RSF, según lo dispuesto en el numeral 6.1 de la NTOTR el cual señala que la RSF forma parte de los Servicios Complementarios.

Ahora, el actual PR-22 establece que los Generadores deberán compensar la operación de aquellas centrales de generación que prestaron el servicio de RSF al SEIN, dado que



dicha operación se realiza para apoyar la operación eficiente del SEIN de modo que el suministro de energía eléctrica a los usuarios se efectúe con seguridad, confiabilidad y calidad.

Por lo tanto, se requiere adecuar el PR-22 vigente a efectos de que las compensaciones antes mencionadas sean asumidas por todos los Participantes en el MME en función a sus retiros, y no sólo por los Generadores.

2.2 Propuesta de modificación del PR-22 Considerando los aspectos objeto de revisión, se propuso modificar los siguientes numerales del PR-22 vigente:

Numeral 11.7.1 (Asignación del Costo de la Regulación Secundaria)

El numeral 11.7.1 del PR-22 vigente detalla que el pago del monto de las compensaciones asociadas a las Unidades de Generación programadas para prestar el servicio de Regulación Secundaria será asignado a todos los Generadores en proporción a la energía activa generada durante el mes de evaluación. Por lo tanto, considerando lo mencionado en el numeral 2.1.1 del presente informe, corresponde modificar el numeral 11.7.1 indicando que el pago será asignado a todos los Participantes del MME.

Numeral 1.5 del Anexo IV (Metodología para el cálculo de las liquidaciones económicas del servicio de Regulación Secundaria)

El numeral 1.5 del Anexo IV establece la formulación para determinar cuánto deberá pagar mensualmente un Generador por el servicio de Regulación Secundaria. Por lo tanto, considerando lo mencionado en el numeral 2.1.2 del presente informe, corresponde adecuar el numeral 1.5 para determinar el pago mensual de un Participante por el servicio de Regulación Secundaria en función a la producción de energía para el caso de los Participantes Generadores y en función a los retiros de energía para el caso de los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios.



3. Análisis de comentarios

Dentro del plazo previsto, hasta el 13 de julio de 2017, se recibieron comentarios de las siguientes empresas:

• CELEPSA • COES • SMCV • KALLPA • ENEL • ENGIE

El análisis de cada uno de los comentarios de los interesados se efectúa en el Anexo 1 del presente informe.

Luego del análisis de los comentarios y sugerencias, se ha concluido que es conveniente efectuar la siguiente adecuación respecto al proyecto de modificación del PR-22:

a) Agregar en el numeral 1.5 del Anexo IV como parte de la compensación mensual por regulación secundaria de frecuencia, las compensaciones por los costos adicionales a los que se refiere el numeral 11.8 del PR-22 (costos por consumo de combustibles de arranque — parada, de baja eficiencia en las rampas de carga – descarga)

b) Asignar la compensación mensual por regulación secundaria de frecuencia entre los Participante Generadores, en función a su producción de energía, y a los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios en función a su retiro de energía en el Mercado mayorista de Electricidad.



4. Conclusiones

Conforme a lo sustentado en el presente informe, se recomienda proceder a la aprobación de la modificación del PR-22, considerando lo señalado en los capítulos precedentes del presente Informe, y de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento COES y la Guía.

Finalmente, solo para fines de una mejor comprensión de las modificaciones realizadas en el PR-22, en el Anexo 2 del presente informe se muestran los cambios realizados a la versión vigente del PR-22.

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Anexo 1



Análisis de Comentarios y Sugerencias al proyecto de modificación del PR-22

A. Comentarios de CELEPSA

A.1. Comentario 1 Numeral 11

La Resolución N°155-2017-OS/CD, en su artículo 1, propone modificar la estructura de asignación de los pagos por compensación de la prestación del servicio de regulación secundaria (RS), contemplada en el PR-22. Asimismo, en la formulación se indica textualmente que los participantes asumirán los pagos por los conceptos de Costo de Oportunidad y de Asignación de reserva. Por otro lado, en el artículo 2 de la mencionada resolución, se indica que el resto de disposiciones actuales del PR-22 se mantienen vigentes y aplicables sin modificación.

Sobre esto último, opina que hace falta atender un detalle crítico sobre la liquidación del servicio de RS. En el numeral 11 del PR-22 vigente se indica textualmente lo siguiente:

“11. LIQUIDACION DELSERVICIO (...)

11.8 Para las Unidad es de Generación, en caso corresponda, se reconocerán sus costos por consumo de combustibles de arranque - parada, de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga y por operación sin establecer el costo marginal, producidos por cumplimiento de la Reserva, definidos en el Procedimiento Técnico "Reconocimiento de costos eficientes de operación de las centrales termoeléctricas del COES" o el que lo sustituya.”

Se entiende que este párrafo es aplicable a las Unidades de Generación térmica que realicen el servicio de RSF. La aplicación de dicho numeral ha traído por consecuencia que el servicio de RSF para el SEIN se haya encarecido de manera exponencial; en el siguiente cuadro se puede observar la magnitud de los montos totales por este servicio:

Del cuadro anterior, queda claro que montos del servicio para pagar Unidades de Generación térmica (KALLPA y Termochilca S.A.) representan el 96% del total del costo del servicio. A continuación, se puede observar el detalle de los montos que recibe por compensación KALLPA:



Del cuadro anterior, queda claro que los pagos por el servicio de RS (a ser asumidos por todos los Participantes) va destinado a cubrir costos operativos como:

• Costos por consumo de combustibles de arranque/parada.

• Costos por consumo de combustibles de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga.

• Costos por operación (inflexibilidades operativas), sin establecer el costo marginal.

En consecuencia, queda claro que el numeral 11 provoca que los Participantes asuman, innecesariamente, costos adicionales por mantener una RS del SEIN.

Los costos para mantener la reserva, indicados en el numeral 11 del PR-22 vigente, deberían formar parte de los costos del servicio de RS que los ofertantes de la Provisión Base y del Mercado de Ajuste debieran contemplar a la hora de realizar sus ofertas económicas ya que con estos precios se liquida el servicio (contemplado en el PR-22 vigente como Asignación de Reserva y Costo de Oportunidad).

Los Participantes deben asumir los costos únicamente de lo que corresponden a inflexibilidades operativas cuando no se brinde el servicio de RS.

SUGERENCIA 1

El PR-22 vigente, en específico el numeral 11, debe ser modificado de tal forma que los Participantes asuman correctamente los costos de la RS. Esto no fue contemplado en la Resolución N° 155-2017-OS/CD.

El costo por operación para el cumplimiento de la reserva no deberá ser asumido por los Participantes ya que es cubierto en los mecanismos de liquidación de la Asignación de Reserva y Costo de Oportunidad. Las empresas que brinden el servicio de RSF deberán contemplar estos costos (si es que les hubiere) en las ofertas económicas de la Provisión Base y del Mercado de Ajuste contemplados en el PR-22.

Opinión del COES Sugiere no considerar la propuesta de CELEPSA.

En lo referente a los costos del servicio de RSF, señala que no ha sido materia de modificación en la propuesta de PR-22, debido a que no está vinculado a las adecuaciones necesarias para el funcionamiento del MME. Sin embargo, considera que dicho análisis podría ser considerado en otra oportunidad de modificación del PR-22.



Análisis de Osinergmin El proyecto de modificación del PR-22 atiende a lo dispuesto en la Primera Disposición Complementaria Transitoria del Decreto Supremo N° 026-2016-EM, mediante el cual se aprobó el Reglamento MME, sobre que se deberá aprobar los Procedimientos Técnicos del COES necesarios para el funcionamiento del MME. Por lo tanto, considerando que el objetivo de la modificación del PR-22 es su adecuación al Reglamento MME, por lo que no corresponde modificar el proyecto de modificación del PR-22, debido al presente comentario.

Finalmente, corresponderá al COES proponer las futuras mejoras al PR-22.

B. Comentario de SMCV

B.1. Comentario 1 Numeral 11.7.1

De la revisión del proyecto de modificación del PR-45 sugerimos a Osinergmin aclarar lo siguiente:

• El numeral 11.7.1 del proyecto del PR-22 refiere al pago de compensaciones por los servicios de RSF, sobre el cual debe señalarse que es asignado solo a los Participantes Generadores.

• El numeral 1.5 del anexo IV refiere al cálculo del pago de RSF, en relación a ello debe indicarse que dicho pago corresponde ser asumido solo por los Participantes Generadores.

Esto se debe a que el Reglamento MME ha dispuesto en su numeral 4.2 lo siguiente:

“4.2 La definición de los Servicios Complementarios, así como de su remuneración por parte de los Participantes, se efectúa de acuerdo con lo establecido en la NTOTR o la norma que la sustituya”

Sobre el particular, se debe recordar que, de la revisión de la NTOTR, se advierte que en ningún apartado se asigna a la demanda como responsable de pago de la RSF. Si no todo lo contrario, se dispone en su numeral 6.3.1 que los generadores son los responsables de la Regulación de Frecuencia y por ende de la RSF.

Adicional a ello, señala que de acuerdo al artículo 61.1 de la Ley N° 27444 “Ley del Procedimiento Administrativo General”, la competencia de las entidades tiene su fuente en la Constitución y en la ley, y es reglamentada por las normas administrativas que de aquéllas se derivan. En tal sentido, si el Reglamento MME ha establecido que en la NTOTR se definirá la asignación de responsabilidad de pago correspondiente a los Servicios Complementarios, es indudable que la competencia recae en la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.

En tal sentido, considera que Osinergmin no tiene la competencia para asignar a la demanda la RSF que es materia de la NTOTR. Por lo que se debe aclarar que los costos de RSF son asumidos exclusivamente por los Participantes Generadores.

Opinión del COES Sugiere no considerar el comentario de SMCV por lo siguiente:

• El artículo 4.2 del Reglamento MME establece que “La definición de los Servicios Complementarios, así como de su remuneración por parte de los



Participantes, se efectúa de acuerdo con lo establecido en la NTOTR o la norma que la sustituya”. En línea con ello, el artículo 6.1.2 de la NTOTR prevé que “El COES propondrá los Procedimientos Técnicos correspondientes a la prestación de los Servicios Complementarios, incluyendo el reconocimiento de los costos eficientes en que se incurra al suministrarlos y el mecanismo de compensación correspondiente. (. . .)" (énfasis del COES)

En consecuencia, tal como se puede desprender de las normas antes citadas, la propia NTOTR es la que establece que el mecanismo de compensación de los Servicios Complementarios se efectuará mediante los Procedimientos Técnicos del COES, los cuales son aprobados por Osinergmin. Por lo tanto, consideramos que no corresponde amparar el comentario en este extremo.

• Por otro lado, con relación a la compensación derivada de los costos del servicio de RSF, que forman parte de los servicios complementarios, señala que el Reglamento MME establece que la misma será cubierta por los Participantes. Por lo tanto, tal como ha señalado en el Informe Técnico Legal, corresponde modificar dicha disposición a efectos de incluir a los Distribuidores y Usuarios Libres que participen del MME como responsables de pago por el monto que retiren MCP, ello a efectos de que los nuevos participantes asuman responsabilidad de los pagos asociados a su consumo. De esta manera, se evitarán los “free riders”.

Análisis de Osinergmin En desacuerdo con el comentario de SMCV, por las siguientes razones:

(i) El numeral 6.1.2 establece que “El COES propondrá los Procedimientos Técnicos correspondientes a la prestación de los Servicios Complementarios, incluyendo el reconocimiento de los costos eficientes en que se incurra al suministrarlos y el mecanismo de compensación correspondiente. Dichos Procedimientos serán aprobados por el Ministerio.” Sin embargo, a partir de la aprobación de la Ley N° 28832, conforme a lo previsto en el inciso b) de su artículo 13, dicha competencia pasó a ser parte de Osinergmin.

(ii) El numeral 6.2.3 de la NTOTR establece que “La Regulación Secundaria de Frecuencia constituye un servicio voluntario y será compensado conforme a lo que establezca el Procedimiento Técnico del COES sobre reserva rotante en el SEIN. En el caso que la magnitud de reserva ofertada voluntariamente para la Regulación Secundaria de Frecuencia sea insuficiente, el COES asignará con carácter obligatorio dicha reserva a las unidades generadoras que reúnan las condiciones para tal fin, de acuerdo al referido procedimiento.” En ese sentido, a través del PR-22 es que se establece, entre otros, determinar los pagos y compensaciones por el servicio de RSF. Sin embargo, en concordancia con el numeral 2.4 del Reglamento MME, corresponde la adecuación del PR-22.

Asimismo, hay que tener en cuenta que no se está asignando el pago de RSF a la demanda, como erróneamente SMCV menciona en su comentario, sino a los Participantes del MME. En este sentido, los Distribuidores y Grandes Usuarios pueden participar voluntariamente en el MME conociendo los costos que les corresponde asumir, tal como lo ordena el Reglamento MME.

Por lo tanto, debido el al presente comentario no corresponde modificar el proyecto de modificación del PR-22.



C. Comentario de ENEL

C.1. Comentario 1 Numeral 1.5 del Anexo IV

En la formulación descrita:

𝑃𝑃𝑃𝑖 = �(𝐶𝐶𝑢𝑢 + 𝐴𝑃𝑢𝑢)

∑ 𝐺𝑔𝑢𝑁𝑔𝑔

× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

Propone hacer referencia a las inyecciones de los Participantes Generadores y los Retiros de los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios (el denominador de la fórmula indica la suma de las inyecciones del participante generador más los retiros del participante distribuidor y gran cliente)

Las variables Gjp y Ggp hacen referencia a los Retiros de los Participantes.

Se propone hacer referencia a las inyecciones de los Participantes Generadores y los retiros de los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios (el denominador de la fórmula indica la suma de las inyecciones del participante generador más los retiros del participante distribuidor y gran cliente)

Sustento

La reserva secundaria es necesaria para cubrir las desviaciones en la generación y la demanda prevista; entre ellas, y con mayor relevancia, las desviaciones en la inyección de las centrales de generación no convencional como son las solares, eólicas, etc. Sin embargo, considerar solo a los retiros implica que estas centrales se verían exceptuadas del pago, lo cual no sería coherente con las consecuencias que sus inyecciones ocasionan en el sistema. En complemento de lo indicado, para el cálculo de la magnitud de RSF se consideran los desvíos de estas inyecciones.

Opinión del COES La propuesta de modificación del PR-22 presentada por el COES está en el mismo sentido de lo sugerido por ENEL, en lo referente a que los costos del servicio de RSF sean asumidos en proporción a la producción de energía de los Participantes Generadores y a los Retiros de los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios.

La propuesta fue en el sentido de mantener los criterios ya establecidos para los Participantes Generadores en el esquema de pagos del PR-22 vigente e incluir a los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios considerando su naturaleza de participación, es decir, por los Retiros que efectúen en el MME.

Análisis de Osinergmin Al respecto, se tiene que en la actualidad la asignación del pago por la RSF, se realiza entre los Generadores en función de las producción o inyecciones de energía de sus centrales de generación durante el mes de evaluación. En este sentido, tanto el Comentario de ENEL, como del resto de generadores que se revisaran más adelante (KALLPA y ENGIE) y el mismo COES, proponen que este criterio de asignación se mantenga entre los participante Generadores y solamente se agregue que los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios se les realice esta asignación en función de sus retiros de energía en el MME.



De la revisión de los argumentos expuestos por los generadores y el COES, consideramos que es válido mantener el criterio de asignación vigente del RSF, en los generadores, debido a que estas consideran que es lo más correcto y justo, y por ende solo adicionar que los participantes Distribuidores y Grandes Usuarios se realice en función de sus retiros de energía en el MME.

Por lo tanto, se procederá a modificar la asignación de pago entre Participantes Generadores en función a su producción o entregas de energía. Tras lo cual las definiciones de la fórmula del numeral 1.5 del Anexo IV quedarán redactadas de la siguiente manera:

“(…)

Gip : Producción de energía del Participante Generador i durante el día p, registrado en bornes de generación, o Retiro durante el día p del Participante Distribuidor i o Participante Gran Usuario i.

(…)

Ggp : Producción de energía del Participante Generador g durante el día p, registrado en bornes de generación, o Retiro durante el día p del Participante Distribuidor g o Participante Gran Usuario g.

(…)”

D. Comentario de KALLPA

D.1. Comentario 1 Numeral 11.7.1 y del numeral 1.5 del Anexo IV

Como cuestión previa, considera que el proyecto de modificación del PR-22 propone bien que el pago de las compensaciones por RSF sea asumido por los Participantes del MME (es decir, Generadores, Transmisores y Clientes Libres) y, por ende, de forma razonable, el costo de la RSF será repartido entre más Agentes quienes también internalizarán los beneficios de la RSF en el sistema.

Sin embargo, considera que, en el caso de los Generadores, el PR-22 debe mantener la metodología de compensaciones por RSF vigente, en virtud de la cual, los Generadores asumen dichas compensaciones en proporción a la energía inyectada al sistema y no en proporción a sus Retiros como lo propone el proyecto de modificación del PR-22.

El Osinergmin no debe perder de vista que el servicio de RSF es un servicio complementario, asociado a la producción de energía mediante las centrales de generación, servicio que exige a los generadores una reserva de dicha producción.

Es por ello que el PR-22 vigente establece que las compensaciones entre Generadores por la RSF, se efectúe en base a las inyecciones de energía que cada uno de ellos realiza. A diferencia de los Cliente Libres y Distribuidores, éstos solo retirarían energía del MME, y no inyectan como los Generadores, por lo que tiene sentido que la compensación a cargo de los Clientes Libres y Distribuidores deba ser realizada en función a dichos Retiros y la de los Generadores en proporción a sus inyecciones de energía.

En esa línea, el Reglamento MME establece que:



“4.2 La definición de los Servicios Complementarios, así como de su remuneración por parte de los Participantes, se efectúa de acuerdo con lo establecido en la NTOTR o la norma que la sustituya”.

A su vez, la NTOTR, aprobada por Resolución Directoral N° 014-2015-EM-DGE, no establece que los costos por RSF se pagan en función a los Retiros de los Generadores, por lo que consideramos que el criterio establecido en el PR-22 vigente debe mantenerse.

La modificación al numeral 11.7.1 del PR-22 propone el siguiente texto:

“11.7.1 El pago del monto de las compensaciones asociadas a las Unidades de Generación programadas para prestar el servicio de RS, excluidos el Término por Superávit de Reserva, será asignado a todos los Participantes, según el numeral 1.5 del Anexo IV”.

A su vez, se propone modificar el numeral 1.5 del Anexo IV del PR-22 con el siguiente texto:

“1.5 Cada Participante i efectuará un pago mensual por regulación secundaria conforme a la siguiente fórmula:



× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

Donde:

PRSi : Pago del Participante i por regulación secundaria a la URS u.

COup : Costo de Oportunidad de la URS u el día p del mes.

ARup : Asignación de Reserva de la URS u el día p del mes. N: Número de días del mes.

Gip : Retiro del Participante i el día p.

Ng : Número total de Participantes. Ggp: Retiro del Participante g el día p.”

Al respecto, sugiere que, para el caso de los Generadores, el proyecto bajo comentario no modifique el mecanismo establecido en el PR-22 vigente para el pago de las compensaciones asociadas a la RSF, el cual establece que ésta se efectúa en proporción a la energía activa real producida por los Generadores.

Adicionalmente, resulta ilegal y arbitrario el hecho que los Generadores asuman costos adicionales, sin justificación ni sustento alguno, ya que, si la compensación por RSF a su cargo se efectuase en razón de sus Retiros de energía, dichas compensaciones podrían constituir un sobrecosto significativo e irrazonable que, además, la regulación no ha considerado anteriormente, en la medida que los Generadores no tienen otra vía alternativa a la del MME para tomar la energía que requieren a efectos de atender la demanda de sus clientes y cumplir con sus contratos de suministro.

En ese sentido, el hecho de considerar que ahora los Usuarios Libres y Distribuidores, en su calidad de Participantes del MME, también contribuyan asumiendo los costos referidos a la RSF, se contradice con la pretensión de modificar el criterio en base al cual los Generadores asumirán las compensaciones que les corresponde por este servicio complementario.

Resultaría desproporcional entonces que los Generadores también asuman la RSF en base a su Retiros respecto de los Usuarios Libres y Distribuidores, quienes no necesariamente tendrán que incurrir en dichos Retiros a diferencia de los Generadores.



Considerando lo expuesto, el Osinergmin tampoco debe perder de vista que las normas del MME no pueden perpetrar una vulneración a la razonabilidad y proporcionalidad que se exige a la regulación, al amparo de los principios establecidos en la Ley N° 27444.

Opinión del COES Ver opinión del COES a Comentario 1 de ENEL.

Análisis de Osinergmin Ver análisis de Osinergmin al a Comentario 1 de ENEL.

Por lo tanto, corresponde modificar el proyecto de modificación del PR-22 respecto al numeral 1.5 del Anexo IV.

E. Comentario de ENGIE

E.1. Comentario 1 Observación general – Aplicación del PR-22

Considera oportuno indicar que, como ya ha sido expuesto al COES y Osinergmin en anteriores oportunidades, la aprobación y contenido del PR-22, así como su posterior aplicación, adolecen de defectos que determinan su ilegalidad. En efecto, ha advertido en reiteradas oportunidades a Osinergmin y el COES, sobre la inconstitucionalidad e ilegalidad del régimen aplicable a los servicios complementarios de Regulación Primaria de Frecuencia (“RPF”) y RSF a raíz de la aprobación por Osinergmin del Procedimiento Técnico del COES N° 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de la Frecuencia” (PR-21) y del PR-22 aplicables a tales servicios.

Más aún, para el caso específico del PR-22, la Comisión de Eliminación de Barreras Burocráticas del INDECOPI1 ha declarado en primera instancia que el PR-22 es ilegal al haber sido aprobado en contravención del mandato de suspensión de la aprobación de procedimientos técnicos relacionados con el Reglamento del Mercado de Corto Plazo dispuesta por el artículo 3 del Decreto Supremo N° 032-2012-EM.

Además, menciona que en anteriores oportunidades han advertido, que el PR-22 asigna, sin que para ello exista un análisis de razonabilidad previo y debidamente sustentado, la responsabilidad por el pago del servicio de RSF únicamente a los generadores, pese a que la confiabilidad y seguridad que otorga la RSF al SEIN, beneficia a toda la demanda y no sólo a los generadores.

Adicionalmente, a los defectos legales de los que adolece el PR-22, también es preciso hacer referencia a los defectos que identificado en la aplicación de dicho procedimiento, en específico en lo referido a la asignación de la RSF a las URS en el despacho del SEIN conforme a lo establecido en el numeral 9.3 del PR-22 y la Nota Técnica COES (la “Nota Técnica”) del 16 de diciembre de 2016, mediante la cual se modificó la metodología establecida por notas técnicas precedentes (del 8 y 27 de julio de 2016), en lo que respecta a la asignación del servicio de RSF en el despacho económico.

PR-22:

“(...)

1 Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual



9.3 La Reserva requerida se cubre primero con las URS que tengan cantidades comprometidas en firme en la Provisión Base, mientras que, con el Mercado de Ajuste y las cantidades no comprometidas en firme de la Provisión Base, se cubre lo faltante”

Nota Técnica COES del 16 de diciembre de 2016:

“(...)

2. En el caso de las unidades que proveen la Reserva para la Regulación Secundaria de Frecuencia, siempre que se encuentren programadas en la operación por despacho económico, dicha Reserva será cubierta primero con las URS que tengan cantidades comprometidas en firme en la Provisión Base, mientras que, con el Mercado de Ajuste y las cantidades no comprometidas en firme de la Provisión Base, se cubre lo faltante.”

La aplicación del citado numeral y la Nota Técnica COES genera que no se realice una optimización conjunta del despacho y la RSF, dado que primero se obtiene un despacho de mínimo costo con las unidades del SEIN y luego se les asigna la RSF a las unidades con Provisión Base comprometidas, sin tomar en cuenta el costo que estas puedan tener para el sistema. Esto representa una contravención a la regla de operación al mínimo costo establecida por la Ley N° 28832. En efecto, pese a existir unidades URS en el mercado de ajuste que pueden brindar el servicio de RSF a un menor costo, se opta por unidades más caras que generan sobrecostos ineficientes para el sistema, es decir el numeral 9.3 del PR-22 y la Nota Técnica COES generan que no sea posible que la RSF sea cubierta por URS que optimicen los costos de operación del SEIN (mínimo costo) o en otras palabras que se cumpla con la Ley N° 28832.

Más aún, lo indicado no sólo contraviene la Ley N° 28832, sino que también es incompatible con otros procedimientos técnicos COES, como es el caso del Procedimiento Técnico del COES N° 01 “Programación de la Operación a Corto Plazo”, el cual establece que el objetivo de la programación de la operación de corto plazo es que en todo momento la operación total del SEIN sea al mínimo costo.

"PR-01 “PROGRAMACIÓN DE OPERACIÓN CORTO PLAZO”

El objetivo de la programación de la operación de Corto Plazo es determinar el menor costo total de operación del SEIN, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles. Lo cual implica que la referida programación considere la operación de Unidades de Generación, minimizando el costo incurrido en la generación incluido el Racionamiento durante un periodo de tiempo determinado y considerando las Restricciones Operativas impuestas.

(...)

La Programación de la operación de Corto Plazo se obtiene mediante la aplicación de técnicas de optimización matemática. La función objetivo está formulada para minimizar el costo de operación presente, futuro y el de racionamiento en el SEIN considerando las Restricciones Técnicas aplicables Racionamiento durante un periodo de tiempo determinado y considerando las Restricciones Operativas impuestas." (Subrayado de ENGIE).

Por lo tanto, el PR-22 debe ser modificado (y consecuentemente también la Nota Técnica del 16 de diciembre de 2016) en el sentido que la asignación de la RSF a las URS tenga como finalidad una optimización conjunta del despacho y la RSF y que esta optimización conjunta preserve el mínimo costo total de operación del SEIN como establece la Ley N° 28832, y el PR-01 del COES.



Opinión del COES Al respecto, considera que dicho Comentario está siendo discutido en otro ámbito. Asimismo, menciona que lo señalado por ENGIE no ha sido materia de modificación en la propuesta de PR-22, debido a que no está vinculado a las adecuaciones necesarias para el funcionamiento del MME.

Análisis de Osinergmin Ver análisis de Osinergmin al Comentario 1 de CELEPSA. Por lo tanto, considerando que el objetivo de la modificación del PR-22 es su adecuación al Reglamento MME, no corresponde modificar el proyecto de modificación del PR-22, debido al presente comentario.

Asimismo, es necesario precisar que dentro del mismo COES, conforme a los artículos 36 y 37 del Reglamento COES, aprobado con Decreto Supremo N° 027-2008-EM, los Agentes puede presentar recursos de impugnación a las decisiones que tomen en COES, por lo cual ENGIE puede seguir este proceso impugnatorio en los temas que cuestiona el accionar del COES.

E.2. Comentario 2 Observación general - La liquidación económica del servicio de RSF

La determinación del pago por RSF, en lo que se refiere al Costo de Oportunidad genera, sin sustento legal o económico, beneficios adicionales a las URS hidroeléctricas debido a la forma como se viene efectuando la programación. En efecto, bajo las actuales disposiciones del PR-22, la programación de la RSF consiste en realizar una diferencia entre los despachos de generación con y sin reserva para la RSF, para lo cual solo se consideran los periodos en el día en los que la generación del despacho con RSF sea menor a la generación del despacho sin RSF (que correspondería a un perjuicio por proveer la RSF). Los demás periodos no son considerados, es decir, los periodos en los que la generación de la URS del despacho con RSF sea mayor a la generación de la URS del despacho sin URS (que correspondería a un beneficio por proveer la RSF), no son considerados para la determinación del Costo de Oportunidad. Este beneficio se debe a que el agua no utilizada en un determinado periodo por proveer la RSF es utilizada en otro periodo del día generando más respecto a lo que hubiera generado sin asignación de la RSF en dicho periodo.

Lo anterior se puede apreciar en el siguiente gráfico, el cual representa la generación de un día cualquiera de una hidroeléctrica con y sin reserva para la RSF. El gráfico muestra que existen periodos en los que la generación de la URS en el despacho con RSF es mayor al despacho sin RSF, lo que hace evidentes que existe un beneficio adicional para las URS hidroeléctricas producto de la RSF, que no es considerado para calcular el Costo de Oportunidad de dichas unidades. De esta forma, la aplicación del PR-22 bajo sus términos vigentes se viene generando, a la fecha, mayores costos para el sistema, sin que exista ninguna razón técnica ni económica para ello.



Cabe mencionar que el COES, en su propuesta inicial del PR-22 (emitido el 19.12.2012 con carta COES/D-644-2012), establecía una compensación a las unidades hidroeléctricas (adicional al pago por reserva), la cual se efectuaba solo si dentro de las 24 horas (considerando la programación diaria) la unidad tuvo un vertimiento ocasionado por la RSF. En otras palabras, el COES consideraba que en los periodos en los que se reducía generación de las unidades hidroeléctricas por la RSF, dichas unidades eran compensadas por la mayor generación que se tenía en otro periodo del mismo día producto de la RSF; por tanto, sólo se reconocía un perjuicio a las unidades hidroeléctricas (costo de oportunidad) si existía un vertimiento.

Propuesta inicial del PR-22

“Compensación a unidades hidráulicas regulantes. Si dentro del periodo de 24 horas que considera la programación diaria, una unidad de generación hidráulica que ejerció la RSF (automática y manual), vertió agua que pudo ser turbinada, se compensará la correspondiente energía al costo marginal del periodo en que se produjo el vertimiento.”

Por lo tanto, el PR-22 debería considerar en el cálculo del Costo de Oportunidad los beneficios que obtienen las centrales hidroeléctricas en los periodos en los que la generación de la URS en el despacho con RSF es mayor a la del despacho sin RSF. A continuación, presenta un gráfico que ejemplifica lo indicado:

Calculo del Costo de Oportunidad=E1xCMg - E2xCMg

Opinión del COES Sugiere no considerar las propuestas de ENGIE en lo referente a modificar el PR-22 para considerar: i) una optimización conjunta del despacho y la RSF y ii) análisis en el cálculo del Costo de Oportunidad debido a que las centrales hidroeléctricas con regulación obtienen beneficios en exceso; ello debido a que



dichas propuestas no están vinculadas a las adecuaciones necesarias para el funcionamiento del MME.

Sin embargo, considera que dicho análisis podría ser revisado en otra oportunidad de modificación del PR-22.

Análisis de Osinergmin Ver análisis de Osinergmin al Comentario 1 de CELEPSA. Por lo tanto, considerando que el objetivo de la modificación del PR-22 es su adecuación al Reglamento MME, no corresponde modificar el proyecto de modificación del PR-22, debido al presente comentario.

Finalmente, corresponderá al COES proponer las futuras mejoras al PR-22.

E.3. Comentario 3 Numeral 1.5 del Anexo IV

Solicita modificar el numeral 1.5 del anexo IV de la siguiente manera:




× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

Donde:

PRSi : Paga del Participante i por regulación secundaria a la URS u.


ARup : Asignación de Reserva de la URS u el día p del mes.

CAup : Costos adiciona/es establecidos en el numeral 11.8 de la URS u el día p del mes.

N : Número de días del mes.

Gip : Para los generadores corresponde a la producción de energía i el día p y para los Distribuidores y grandes usuarios corresponde al su retiro del Participante i el día p.

Ng : Número total de Participantes.

Ggp : Para los generadores corresponde a la producción de energía g el día p y para los Distribuidores y Grandes Usuarios corresponde al su retiro de energía Participante g el día p.”

Sustento

Solicita modificar la definición de las variables Gip y Ggp de modo que los Generadores participen en el pago en proporción a su producción tal y como viene ocurriendo a la fecha. Asimismo, los otros Participantes (Distribuidores y Grandes Usuarios) del Mercado de Corto Plazo deben asumir los costos de la RSF en función de sus retiros. De esta forma se dará predictibilidad a todos los agentes respecto de los costos que debe asumir por los servicios complementarios. Cabe indicar que, bajo los términos en los cuales ha sido publicado el proyecto de modificación, no se está considerando como responsables de los pagos de la regulación secundaria de frecuenta a los integrantes que si bien inyectan electricidad al SEIN, no tienen contratos o retiros (generación RER), pese a que dichos integrantes sí vienen asumiendo el pago de dicho servicio a la fecha. En este sentido, consideramos que la propuesta de



ninguna forma puede excluir de las obligaciones de pago a agentes que ya vienen asumiendo dicha obligación a la fecha. Más aún si no existe ningún sustento legal ni técnico para llevar a cabo dicha diferenciación (cambio) entre los agentes del SEIN.

Por otro lado, la fórmula contemplada en el numeral 1.5 de la propuesta de modificación debe incorporar también los costos que se reconocen en aplicación del numeral 11.8 del PR-22 vigente:

“11.8 Para las Unidades de Generación, en caso corresponda, se reconocerán sus costos por consumo de combustibles de arranque — parada, de baja eficiencia en las rampas de carga – descarga y por operación sin establecer el costo marginal, producidos por cumplimiento de la Reserva, definidos en el Procedimiento Técnico "Reconocimiento de costos eficientes de operación de las centrales termoeléctricas del COES" o el que lo sustituya.”

Opinión del COES En lo referente a modificar la definición de las variables Gip y Ggp de modo que los Generadores participen en el pago en proporción a su producción, ver respuesta a Opinión del COES a Comentario 1 de ENEL.

En lo referente a adecuar la formulación del numeral 1.5 del Anexo IV para incluir los Costos adicionales establecidos en el numeral 11.8 del mismo PR-22,, sugiere considerar lo solicitado, en virtud de son costos derivados de la operación por la prestación del servicio de RSF que deben ser asignados a los Participantes del MME.

"Anexo IV

(...)




× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

(…)

CAup : Costos adicionales establecidos en el numeral 11.8 de la URS u el día p del mes.”

Análisis de Osinergmin Respecto a las variables Gip y Ggp, ver análisis de Osinergmin al Comentario 1 de ENEL.

Respecto a los costos adicionales, de acuerdo con la opinión del COES. Por lo tanto, el numeral 1.5 del Anexo IV quedará redactado de la siguiente manera:


𝑃𝑃𝑃𝑖 = �(𝐶𝐶𝑢𝑢 + 𝐴𝑃𝑢𝑢 + 𝐶𝐴𝑢𝑢)


× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

Donde:

PRSi : Pago del Participante i por regulación secundaria a la URS u.




ARup : Asignación de Reserva de la URS u el día p del mes

CAup : Costos adicionales establecidos en el numeral 11.8 de la URS u el día p del mes

N : Número de días del mes.

Gip : Producción de energía del Participante Generador i durante el día p, o Retiro durante el día p del Participante Distribuidor o Gran Usuario.

Ng : Número total de Participantes.

Ggp : Producción de energía del Participante Generador g durante el día p, o Retiro durante el día p del Participante Distribuidor o Gran Usuario.”

F. Comentario de COES

F.1. Comentario 1 Numeral 1.5 del Anexo IV

El COES propuso el reparto de pago mensual por regulación secundaria considerando la Producción de energía del Participante Generador “i” el día “p”, registrado en bornes de generación, o Retiro diario del Participante Distribuidor o Gran Usuario.

El criterio propuesto se sustenta debido a que en el PR-22 vigente se establece responsabilidades de pagos entre Generadores en proporción a su energía producida; sin embargo, con la incorporación de los Distribuidores y Grandes Usuarios en el MME debe incluírseles a éstos últimos también en dichos pagos. Debemos aclara que bajo el esquema propuesto los Generadores participarán sólo por su producción y los Distribuidores y Grandes Usuario participarán sólo por sus Retiros.

Sugiere modificar dicho numeral por lo siguiente:

“Gip : Producción de energía del Participante Generador i el día p, registrado en bornes de generación, o Retiro diario del Participante Distribuidor o Gran Usuario.”

Análisis de Osinergmin Ver análisis de Osinergmin al Comentario 1 de ENEL.

Por lo tanto, corresponde modificar el proyecto de modificación del PR-22 respecto al numeral 1.5 del Anexo IV.



Anexo 2



PR-22 vigente Modificación del PR-22

11.7.1 El pago del monto de las compensaciones asociadas a las Unidades de Generación programadas para prestar el servicio de RS, excluidos el Término por Superávit de Reserva, será asignado a todos los Generadores en proporción a la generación de energía activa real de los mismos.

11.7.1 El pago del monto de las compensaciones asociadas a las Unidades de Generación programadas para prestar el servicio de RS, excluidos el Término por Superávit de Reserva, será asignado a todos los Participantes, según el numeral 1.5 del Anexo IV.

ANEXO IV 1.5 Cada Generador i efectuará un pago mensual por

regulación secundaria conforme a la siguiente fórmula:



× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

Donde: PRSi : Pago del Generador i por regulación

secundaria a la URS u. COup : Costo de Oportunidad de la URS u el día p

del mes. ARup : Asignación de Reserva de la URS u el día p

del mes. N : Número de días del mes. Gip : Producción de energía del Generador i el día

p. Ng : Número total de Generadores.

ANEXO IV 1.5 Cada Participante i efectuará un pago mensual por

regulación secundaria conforme a la siguiente fórmula:

𝑃𝑃𝑃𝑖 = �(𝐶𝐶𝑢𝑢 + 𝐴𝑃𝑢𝑢 + 𝐶𝐴𝑢𝑢)


× 𝐺𝑖𝑢

𝑁

𝑢=1

Donde PRSi : Pago del Participante i por regulación

secundaria a la URS u. COup : Costo de Oportunidad de la URS u el día p

del mes. ARup : Asignación de Reserva de la URS u el día p

del mes. CAup : Costos adicionales establecidos en el

numeral 11.8 de la URS u el día p del mes. N : Número de días del mes. Gip : Producción de energía del Participante

Generador i durante el día p, o Retiro durante el día p del Participante Distribuidor i o Participante Gran Usuario i.

Ng : Número total de Participantes. Ggp : Producción de energía del Participante

Generador g durante el día p, o Retiro durante el día p del Participante Distribuidor g o Participante Gran Usuario g.

Documents

Modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 22