Atentament

TONIO ROZAS MORY JUAN

SUBCOMITÉ DE GENERADORES DEL COES

Lima, 24 de marzo de 2014

SCG-014-2014

Señor Ing. Víctor Ormeño Salcedo Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria OSINERGMIN Av. Canadá N° 1460 San Borja.-

Asunto: Opiniones y Sugerencias al Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra para el Período Mayo 2014 a Abril 2015

Referencia: Resolución OSINERGMIN N° 039-2014-0S/CD

De mi consideración:

Es grato dirigirme a usted, para remitirle adjunto las opiniones y sugerencias del Subcomité de Generadores al Proyecto de Resolución que fija los precios en Barra para el período comprendido entre mayo 2014 a abril 2015, publicado con la Resolución de la referencia.

Sin otro particular, hago propicia la ocasión para saludarlo.

esentante del Subcomité de Generadores del COES

PRES OSINERGMIN SAN ISIDRO

RECIBIDO

2 4 MAR. 2014

GFM

GFGN GART

GG JARU

GFHL OTROS

GFE OR

.9,0iti - 38135 14: 5 / REGISTRO HORA

LA RECEPCION Da DOCUMENTO NO INDICA CONFORMIDAD

1

OSINERGMINGerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria

RECIBIDO HORA 15:43

24 MAR 2014

002675-2014 000496-2013TRAMITE EXPEDIENTE

LA RECEPCION DEL DOCUMENTONO INDICA CONFORMIDAD

OPINIONES Y SUGERENCIAS AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LOS PRECIOS EN BARRA PARA EL PERÍODO MAYO 2014 A ABRIL 2015

El presente documento contiene las Opiniones y Sugerencias del Subcomité de Generadores del COES (en adelante "Subcomité") al Proyecto de Resolución que fija los precios en barra para el periodo mayo 2014 a abril 2015 publicado mediante Resolución N° 039-2014-OS/CD (en adelante la "Resolución").

1. PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

1.1. Plan de Obras: Generación

En el cuadro N° 3.2 del Informe 0117-2014-GART, la fecha de Puesta en Operación Comercial (en adelante "POC") de la C.H. Santa Teresa figura como setiembre de 2014, sin embargo en el Anexo D y en el archivo Perseo determinan dicha fecha como agosto de 2014. Aparentemente ha ocurrido un error material.

1.2. Plan de Obras: Transmisión

Según OSINERGMIN, nuestra metodología para la idealización del SEIN no es válida porque según el DU049 no debe haber restricción de transporte de gas ni congestión en el sistema de transmisión, lo cual no implica colocar todas las líneas del Plan Vinculante de Transmisión 2013-2022 durante todo el periodo del estudio. Cabe precisar que dicha metodología es utilizada por el COES para obtener los costos marginales idealizados del mercado spot en el modelo NCP, de acuerdo al numeral 4.4 del Informe COES/D/DO/SEV-100-2011 (ver Anexo I), en el cual se establecen los criterios para la determinación del costo marginal idealizado, por lo cual, el Subcomité sugiere que OSINERGMIN se alinee al COES, ya que ambos modelos determinan el mismo producto (CMg Idealizado). Se adjunta la directiva del COES.

1.3. Costos Variables No Combustible:

OSINERGMIN ha utilizado el CVNC de las centrales cuyos estudios han sido aprobados por el COES, y para el resto de unidades se ha utilizado los CVNC de la Fijación Tarifaria anterior (a excepción de la CT Ventanilla y la TG7 de la CT Santa Rosa para las cuales se han actualizado los precios de acuerdo a la aplicación de los índices macroeconómicos respectivos), sin embargo en la propuesta tarifaria del Subcomité se consideró los CVNC que utiliza el COES para elaborar los Programas Diarios de la Operación, los cuales finalmente forman parte de los costos marginales del mercado spot. En ese sentido, se entendería que OSINERGMIN y el COES deben trabajar con la misma información, sin embargo esto no está sucediendo. Por tal, se sugiere a OSINERGMIN adoptar los CVNC utilizados por el COES, debidamente actualizados al 31 de marzo de 2014.

1.4. Consumos Específicos:

Para las unidades de generación mostradas a continuación, OSINERGMIN ha considerado un Consumo Específico menor al que el Subcomité consideró en su propuesta tarifaria, con lo que se desvirtuarían los despachos de energía.

a

Consumos específicos (Unidad/MW.h)

Unidad OSINERGMIN SGC Variad

ón

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional)

6,778 6.741 0.037

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (con fuego adicional)

6.993 6.955 0.038

Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (sin fuego adicional)

6.877 6.840 0.038

Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (con fuego adicional)

7.024 6.986 0.038

Independencia GD - GN (Ex Calana GD) 8.776 9.088 -0.312

Turbo Gas Natural Santo Domingo 011eros 10.006 9.679 0.328

Turbo Gas Natural CC TG1 Kallpa 6.952 7.088 -0.136

Turbo Gas Natural CC TG2 Kallpa 6.952 7.024 -0.072

Turbo Gas Natural CC TG3 Kallpa 6.952 6.972 -0.020

Turbo Gas Natural CC TG1 Chilca I 6.749 7.076 -0.327

Turbo Gas Natural CC TG2 Chilca I 6.749 7.076 -0.327

Turbo Gas Natural CC TG3 Chilca I 6.749 7.076 -0.327

Turbo Gas Natural TG I Tablazo 10.675 14.033 -3.358

Por tal, se sugiere a OSINERGMIN utilizar los valores de Consumo Específico utilizados por el COES en la elaboración del Programa Diario de Operación.

1.5. Parámetros de Líneas de Transmisión:

OSINERGMIN indica que idealizar el sistema de transmisión de acuerdo al DU049 no implica reducir a la mitad R y X cuando ya se ha aumentado la capacidad, por lo que aparentemente no entendieron el criterio de que ante una congestión se colocase una "línea paralela idéntica" y se simplificase los dos circuitos paralelos en uno solo (por lo que los parámetros se reducen a la mitad) para no sobrepasar el límite de líneas de transmisión permitidas en el modelo Perseo (250 líneas y transformadores), por lo cual sólo han considerado el aumento de la capacidad de los equipos. Sin embargo, cabe precisar que de acuerdo al numeral 4.6 del Informe COES/D/DO/SEV-100-2011 (ver Anexo I), en caso exista congestión en un equipo, se debe agregar uno o más equipos de transmisión en paralelo con el equipo congestionado, por lo cual, el Subcomité sugiere que OSINERGMIN se alinee al COES, ya que ambos modelos determinan el mismo producto (CMg Idealizado).

2. PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

Con respecto a la reducción del MRFO por el efecto de las centrales de Reserva Fría, el Subcomité emite los siguientes comentarios:

3

• La "bolsa" del pago de potencia es una expresión del costo unitario de potencia y la máxima demanda (ingreso es igual a precio por demanda). Esto da origen a la bolsa de ingresos que se distribuyen entre los generadores en función de los criterios que establece la LCE, su Reglamento y los Procedimientos del COES. Sin embargo, estos ingresos, así calculados, no otorgan los incentivos suficientes para la existencia de una reserva en el sistema (es decir, incentivos para la existencia de una capacidad por encima de la máxima demanda). Debido a ello, es necesaria la creación de un concepto que haga que esta bolsa de ingresos se incremente y así dar señales de inversión para cubrir la demanda de punta y de una reserva que provea confiabilidad al sistema frente a cualquier contingencia. Como no se puede crear demanda, se debe incrementar el precio.

• El MRFO responde a este concepto. Se trata de un porcentaje que se agrega al precio de potencia para otorgar una señal de incentivos a la inversión en centrales de punta y de reserva. Mientras mayor sea el MRFO, mayor será la bolsa de ingresos que los generadores deberán distribuirse. Sin embargo, con la regla que señala que el MRFO debe reducirse sustrayendo el porcentaje que la reserva fría representa respecto de la máxima demanda, todo el concepto detrás de esta regulación se trastoca.

• Aparentemente, lo que se ha asumido es que como ya hay reserva fría en el sistema (con un régimen de pagos diferenciado y por fuera de las transferencias de potencia), ya no es necesario mantener el MRFO. Esto está muy alejado de la realidad y muestra un desconocimiento de la reserva operativa del sistema. En la realidad lo que se está haciendo es quitar el único incentivo que había para la instalación y operación de centrales de reserva, pudiendo llegarse al absurdo de que el MRFO sea cero (ningún incentivo), o inclusive sea negativo, con lo cual el precio de potencia no sólo dejaría de proveer señales de inversión sino que sería un desincentivo absoluto en tanto el precio de potencia se vería reducido. Esto ocurrirá si se instalan más centrales de reserva fría, hasta que igualen o superen el 33% de la máxima demanda del sistema. Al día de hoy, la reserva fría en operación comercial es del orden del 10% de la demanda del sistema. Ello sumado a la reserva fría que será operativa en el siguiente año, podría llegarse a tener probablemente 15% de la máxima demanda. Y así sucesivamente.

• Debe dejarse sentada la posición de que esta regulación no sólo es inconveniente debido a la situación por la que atraviesa la reserva operativa en el SEIN, sino que se trata de una regulación que ha dejado de responder al concepto de que los pagos de potencia deben proveer de incentivos suficientes para la instalación y operación de centrales de punta y de reserva. Al día de hoy, la reserva fría no es la única reserva del sistema, sino que existen otras centrales que proveen el mismo nivel de seguridad y confiabilidad.

Por todo lo mencionado, sin perjuicio alguno, consideramos que debe modificarse la disposición que establece que del MRFO debe descontarse el porcentaje que representa la reserva fría respecto de la máxima demanda del sistema.

ANEXO I

Informe COES/D/DO/SEV-100-201 1 (04 de abril de 2013..v8)

"CRITERIOS Y CONSIDERACIONES PARA LA DETERMINACIÓN DEL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO DURANTE LA VIGENCIA DEL DECRETO DE URGENCIA N° 049-2008"

Et

SUBDIRECCION DE EVALUACIÓN

COES/D/DO/SEV100-2011

CRITERIOS Y CONSIDERACIONES PARA LA DETERMINACIÓN DEL

COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO DURANTE LA VIGENCIA DEL DECRETO

DE URGENCIA N° 049-2008

Fecha 29 de noviembre de 2011..v1

31 de mayo de 2012. v2 02 de pifio de 2012. v3

31 de agosto de 2012 v4 12 de noviembre de 2012 v5

28 de diciembre de 2012 v6 28 de febrero de 2013 v7

04 de abril de 2013. v8

A91711,1

1. OBJETIVO Establecer los criterios y consideraciones para la elaboración del Despacho sin

restricciones de transporte de gas natural de Camisea y transporte eléctrico (D-

sRT) y la determinación del Costo marginal de corto plazo del Sistema durante la

vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008 (CMgCP)

2. MARCO LEGAL Los criterios y consideraciones expuestos en el presente documento se

encuentran enmarcados en. 2.1 Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 049-2008.

2.2 Inciso (a) del numeral 5.3 de la Resolución OSINERGMIN N° 001-2009-

OS/CD. 2.3 Articulo 1° de la Resolución Ministerial N' 607-2008-MEM/DM.

2.4 El Acuerdo de Directorio señalado en el numeral 3 del 0.D.1 de la Sesión de Directorio N° 330 del 23 de abril de 2009.

2.5 Decreto de Urgencia N° 079-2010

3. RESPONSABILIDADES 3.1 El COES aprueba mensualmente los CMgCP para las valorizaciones de

transferencias de energía activa 3.2 El COES elaborar diariamente el D-sRT y determinar los CMgCP, luego

publica en su Portal de Internet los resultados encontrados y datos

considerados.

4. CRITERIOS Y CONSIDERACIONES PARA LA ELABORACIÓN DEL D-sRT El D-sRT se determina diariamente utilizando el mismo modelo matemático de optimización y consideraciones utilizadas en la elaboración del PDO (El PDO se

elabora utilizando el modelo matemático de optimización rnultinodal "NCP')

siguiendo los criterios y las consideraciones siguientes: 4.1 La simulación comprenderá un horizonte de estudio de 00:00 h a 24:00 h (un

día), en períodos de 30 minutos. 4.2 Disponibilidad ilimitada de gas natural de Camisea para las unidades de

generación que utilicen dicho combustible.

Criterios y consideraciones para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo durante la vigencia del D U N° 049-2008 Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

4.3 Para las condiciones iniciales de la simulación, se consideran a todas las unidades de generación con la posibilidad de operar o parar desde las 00:00 h. Se mantiene el estado de conexión (conectado o desconectado) proveniente del PDO. Los sub modos de operación de una central de ciclo combinado, podrían asumir la condición inicial del modo de operación que los incluye con el objeto de alcanzar el mínimo costo de operación (por ejemplo si el modo CC-TG1-TG2 está conectado los sub modos incluidos en este modo, CC-TG1 y CC-TG2 podrían ser considerados como conectados).

4.4 La red eléctrica para el D-sRT incluye las instalaciones de transmisión previstas en el Plan Transitorio de Transmisión o del Plan de Transmisión que lo sustituya (Ver ANEXO I). Asimismo, en el modelo se incluyen todas las barras de transferencia utilizadas en la valorización de las transferencias de energía.

4.5 La demanda en barras, utilizada en la red modelada para el D-sRT, es determinada de acuerdo a la metodología descrita en el anexo II.

4.6 En el caso que se presente alguna congestión de transmisión, se considerará la adición de uno o más equipos de transmisión en paralelo con el equipo congestionado, con las mismas características eléctricas, hasta que la congestión sea superada.

4.7 Los caudales afluentes y volúmenes hidrológicos iniciales y meta considerados en el PDO.

4.8 El programa de mantenimiento de las unidades de generación y del sistema de transmisión considerados en el PDM.

4.9 El valor de reserva rotante considerados en el PDO. La asignación de esta reserva se mantendrá siempre que sea factible.

4.10 Los costos de arranque. costos de combustibles y costos variables no combustibles considerados en el PDO

4.11 Las restricciones operativas de las unidades de generación conforme a sus fichas técnicas En caso se presenten restricciones operativas transitorias, se considerarán las consignadas en el PDO.

4.12 Se considera la programación de unidades forzadas en los siguientes casos -- Unidades por pruebas y por seguridad del sistema consideradas en el

PDO - Unidades por regulación de tensión según lo especificado en el PDM.

Unidades de Cogeneración Calificada con el perfil de generación considerado en el PDO.

4.13 Excepcionalmente a las consideraciones anteriores. aquellas unidades cuyo ingreso por despacho económico requiere una evaluación en un horizonte semanal, se considerarán en el D-sRT con el mismo período de operación definido en el PDO correspondiente y para otras unidades de generación cuyo tiempo mínimo de operación es mayor a 24 horas, se considerarán con un tiempo mínimo de operación de 24 horas.

4.14 En caso de presentarse Intercambios de Electricidad con el sistema ecuatoriano, el D-sRT no considerará las operaciones de intercambio,

Criterios y consideraciones para la determinacirin de Costo Marginal de Corto Plazo durante la vigencia dei D.L1 N° 049.2008 Comité de Operación Económica del Sistema 1COES)

tampoco considerará los cambios de topología asociados a las operaciones de exportación / importación de electricidad.

5. EL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO (CMgCP) 5.1 El CMgCP de la barra de referencia es determinado conforme al

Procedimiento Técnico N° 07 utilizando costos variables vigentes publicados en el PDO. Los factores de pérdidas marginales se determinan como el cociente del costo marginal reportado por el modelo NCP de cada barra, con respecto al costo marginal reportado por el modelo NCP de la barra de referencia (Santa Rosa 220 kV). La calificación de la operación de las unidades se realiza de acuerdo al resultado del D-sRT correspondiente.

5.2 Para la expansión del costo marginal desde la barra de referencia hacia las demás barras de transferencias, se utilizan los factores de pérdidas marginales calculados en el paso previo,

5.3 Para las valorizaciones, el costo marginal de corto plazo nodal en ningún caso será superior al Valor Límite señalado por la normativa pertinente

Criterios y consideraciones para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo durante la vigencia del D.U. NI° 049-2008 Comete de Operación Económica del Sistema (COES)

c O E 5,..2

ANEXO I

N° Resolución

Proyecto Ministerial

Inicio en D-sRT

01 Línea de Transmisión Chilca - Planicie - Zapallal 220 kV ó 500 kV

N° 552-2006- MEM/DM del 23.11 2006

Antes del 01.02.2013

02 Linea 220 kV Machupicchu - Cotaruse Reforzamiento del sistema norte con un segundo circuito de transmisión entre Talara y Piura.

N° 143-2007- MEM/DM del 31 03.2007 Reforzamiento de la Interconexión Centro - Sur.

Línea de Transmisión Vizcarra Huallanca - Cajamarca - Carhuaquero. Linea de Transmisión 220 kV Carhuamayo -Paragsha, aproximadamente 42 Km de longitud, y ampliación de subestaciones asociadas.

N° 400-2007- MEM/DM del 25.08.2007

Línea de Transmisión 220 kV Paragsha - Vízcarra, aproximadamente 124 Km Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro -Norte Medio en 500 kV

N° 159-2009- MEM/DM del 31.03.2009

Refuerzo de la Interconexión Centro - Sur Medio - Sur en 500 kV

N° 197-2009- MEM/DM del 25.04.2009

Línea de transmisión de 220 KV Onocora - Tintaya -Socabaya de 220 kV y ampliación de subestaciones asociadas.

N° 418-2008- MEM/DM del 08.09.2008

Sustitúyase el proyecto "Refuerzo de la Interconexión Centro - Sur Medio - Sur en 500 kV" por el proyecto "Línea de Transmisión SGT 500kV Chilca - Marcona -Montalvo ".

N° 024-2010- MEM/DM del 15 01.2010

Linea Pomacocha Carhuamayo 220kV y N' 049-2010- Subestaciones Asociadas. MEM/DM del

28.01.2010 Línea de Transmisión en 220 kV Cajamarca Norte —Caclic; Linea de Transmisión en 138 kV Caclic Moyobamba. la implementación de la nueva subestación Caclic (Chachapoyas) y las ampliaciones de las subestaciones Cajamarca Norte y Moyobamba; y, Linea de Transmisión Trujillo — Chiclayo en 500 kV y Subestaciones Asociadas.

N° 285-2010- MEM/DM del 02.07.2010

Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro — Marcona — Socabaya - Montalvo y Subestaciones Asociadas.

N° 583-2012- 01.02.2013 MEM/DM del 08.01.2013 Primera Etna de Subestación Carapongo en 220 kV.

Línea de Transmisión en 200 kV Azángaro — Juliaca - Puno.

Criterios y consideraciones para la determinación del Costo Marginal de Corlo Plazo durante la vigencia del D.U. N° 049-2008 Comité de Operación Económica del Sistema ;COES)

ANEXO II

METODOLOGIA PARA DETERMINAR LA DEMANDA POR BARRA PARA EL CÁLCULO DEL D-sRT

Las barras requeridas en el modelamiento de red para el cálculo del D-sRT, son las que se utilizan en las Transferencias. por lo que el modelamiento debe incluir

las demandas conectadas a estas.

Cálculo

El cálculo de las demandas a utilizar para el D-sRT es el siguiente.

ti/hurra 1--Art•cz "7"-- dErbarra i-Area x FCArea

Donde:

FCArea D8 -Area

DR - Area

D8- Arpa 22 d 8 barra i- A rea

dlba•ra i-Area : Demanda en la barra i a ser utilizado para calcular el D-sRT.

digha•ra t-Area. Demanda base en la barra t de las barras requeridas para el D-sRT.

DB A rca : Demanda base total por área (sin las cargas industriales) .

DR_A rea : Demanda real total por área utilizadas para el PDO (sin las cargas

industriales)

•CA ,.,,„: Factor de corrección por área.

El factor de corrección (FC) solo afecta a las cargas no industriales.

Las demandas base por barra requeridas para el D-sRT, se encuentran publicadas en la página web del COES.

Criterios y consideraciones para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo durante la vigencia del D.0 N° 049-2008 Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

1111111011110111011111111111111111111111 Fecha : 24103/2014

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA 1111111 Hora : 11:53 AM

CARGO DE DOCUMENTO INGRESADO

Trámite 2014 - 38138 - Osinergmin Central - 1 2014/03/24 11:51 AM

Remitente SUBCOMITE DE GENERADORES DEL COES

Documento CARTA Nro. SCG-014-2014

Dirección AV. VICTOR ANDRES BELAUNDE 280 PISO 2

Asunto INFORMACION SOBRE OPINIONES Y SUGERENCIAS AL PROYECTO DE RESOLUCION QUE FIJA PRECIOS EN BARRA PARA EL PERIODO MAYO 2014 A ABRIL 2015

Observación SE ADJUNTA LO INDICADO

Oficina de Destino GERENCIA ADJUNTA DE REGULACION TARIFARIA

Recuerde que para un próximo trámite debe señalar el número de expediente 201400038138

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Bernardo Monteagudo 222 - Telef. 2193400

PMORENO