Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

Artículo 110

La potencia firme de cada una de las unidades generadoras del sistema se calculará según los siguientes criterios y procedimientos:

a) La Potencia Firme de una unidad térmica será igual al producto de su potencia efectiva por su factor de disponibilidad. El factor de disponibilidad es igual a uno (1.0) menos el factor de indisponibilidad fortuita de la unidad.

b) La Potencia Firme de una unidad hidráulica será igual al producto de la Potencia Garantizada por el factor de presencia.

I. El factor de presencia toma en cuenta la disponibilidad de la unidad o central generadora en el mes de cálculo, cuyo valor será igual a uno (1.0) si la indisponibilidad total no es superior a quince (15) días consecutivos. Cuando la indisponibilidad total supere los quince (15) días consecutivos, el factor de presencia mensual será el promedio aritmético de los factores diarios al mes, cuyos valores serán igual a uno (1.0) si la central despachó al menos en el 50% del período de duración de las horas de punta del sistema y con al menos el 15% de su potencia efectiva. En caso de no cumplirse estas dos últimas condiciones o una de ellas, el factor diario será igual a cero (0.0).

II. La energía garantizada de la central se determina según el siguiente procedimiento:

1) Se calcula, para cada mes de la estadística hidrológica, el caudal natural afluente a la central hidráulica en evaluación para la probabilidad de excedencia mensual dada.

2) Teniendo en cuenta los reservorios estacionales anuales y mensuales, incluyendo los reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria, se procede a simular, para los doce (12) meses del año, la operación óptima de la central de los caudales determinados en el punto anterior y el manejo óptimo de los reservorios estacionales. Para efectos de simulación, se asume que al inicio del año considerado, todos los reservorios se encuentran en su nivel más probable de operación de los últimos diez (10) años y que el volumen de dichos reservorios al final del año es igual al volumen mínimo de los últimos diez (10) años.

3) El proceso de simulación para los 12 meses del año, mencionado en el párrafo que antecede, considerará los mantenimientos programados de las unidades a efectos de no sobrestimar la disponibilidad de la energía.

4) Como resultado de la operación óptima de la central a lo largo del año en evaluación, se obtienen las energías garantizadas por la central en cada mes.

5) La Energía Garantizada por la central, para el período de evaluación, será igual a la suma de las energías de los meses que conforman dicho período.

III. La Energía Garantizada por la central durante el período de evaluación, es igual a la suma de la energía de pasada, más la energía de los reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria para la probabilidad de excedencia mensual dada. El período de evaluación comprenderá los seis (6) meses más críticos de la oferta hidrológica.

Se considerará como reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria, a aquellos cuya agua desembalsada esta a disposición de la central en un tiempo inferior a veinticuatro (24) horas. La energía de los demás reservorios estacionales estará considerada en la energía de pasada.

IV. La Potencia Garantizada de una central será igual a la suma de la Potencia Garantizada como una central de pasada, más la Potencia Garantizada por los reservorios horarios y reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria. La Potencia Garantizada se calculará para el período de horas de regulación y no debe superar a la Potencia Efectiva de la Central.

V. La Potencia Garantizada como una central de pasada es igual a la energía de pasada durante las horas de regulación dividida por las horas de regulación.

VI. La Potencia Garantizada con los reservorios horarios y reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria, es igual a la energía máxima almacenable en cada uno de estos reservorios para la probabilidad de excedencia dada, entre las horas de regulación.

c) El COES propondrá al Ministerio el procedimiento para calcular la indisponibilidad de las unidades de generación, considerando entre otros, los siguientes criterios:

I. Información estadística de indisponibilidades programadas de las unidades para los últimos diez (10) años, en las horas de punta del sistema, tomando en consideración los seis (6) meses continuos más críticos de la oferta hidrológica.

II. Información estadística de indisponibilidades no programadas de las unidades para los últimos dos (2) años, en las horas de punta del sistema, considerando los veinticuatro (24) meses continuos.

III. La duración real de las indisponibilidades no programadas de las unidades, cuya duración máxima será de siete (7) días continuos de ocurrida la indisponibilidad, tomando como referencia un programa de operación de corto plazo de siete (7) días de duración, al cabo del cual se considerará como una indisponibilidad programada. El COES dispondrá los mecanismos para la verificación de la disponibilidad de la unidad.

IV. Las indisponibilidades parciales, originadas por restricciones de la potencia efectiva de las unidades de generación, serán consideradas como indisponibilidades programadas o no programadas, según corresponda, de acuerdo con la equivalencia de sus tiempos de duración para una fracción de potencia efectiva dada con respecto a su valor pleno.

V. Valores máximos de indisponibilidades programadas y no programadas, de acuerdo con las características de las unidades de generación;

VI. Capacidad de transporte eléctrico garantizado por las centrales generadoras; y,

VII. Capacidad de transporte de combustible garantizado para las centrales térmicas. En el caso de unidades térmicas que usan gas natural como combustible, se considerarán los contratos a firme por el transporte de gas natural por ductos desde el campo a la central, considerando un factor de referencia a la contratación (FRC) aprobado por Osinergmin, que refleje el uso eficiente de la Capacidad Reservada Diaria (CRD) para el conjunto de generadores, según el tipo de tecnología de la central de gas natural.

Para dichos efectos, el FRC es el valor que representa el porcentaje mínimo de contratación de transporte firme de gas natural (CRD), respecto de la capacidad máxima de transporte requerida, para que la central de generación tenga un Factor de Incentivo a la Disponibilidad respecto a la garantía de combustible igual a la unidad (1.0). La capacidad máxima de transporte de gas natural requerida es aquella que permite la operación permanente de la central a plena carga, entregando al sistema su Potencia Efectiva.

Osinergmin determina el FRC y su periodo de vigencia, teniendo en consideración periodos de mediano plazo (mínimo dos años y máximo cinco años). Para el cálculo del FRC se tomará en cuenta la información del escenario operativo esperado para las centrales de generación que utilizan gas natural, durante el periodo de vigencia que se haya determinado para la aplicación del FRC.

El FRC será aplicable a las centrales de generación eléctrica conectadas a un Sistema de Transporte de gas natural que es compartido por más de un generador eléctrico, y cuyos contratos de transporte a firme pueden ser pactados de forma independiente al suministro de gas natural.

El FRC no es aplicable a la capacidad contratada de distribución pactada en los contratos de distribución de gas natural por red de ductos.

En el Procedimiento Técnico se definirán los criterios y metodologías para la determinación del FRC y las condiciones para que en casos excepcionales se proceda con su modificación.

d) Cada cuatro (4) años, o a la unión de dos o más sistemas eléctricos, el Ministerio fijará las horas de regulación y la probabilidad de excedencia mensual para efectos de la evaluación de la potencia firme hidráulica, dependiendo de las características propias de cada sistema eléctrico y de la garantía exigida a los mismos.

e) Cada cuatro (4) años el Ministerio definirá las horas de punta del sistema para efectos de la evaluación de la indisponibilidad de las unidades generadoras. Para evaluar la indisponibilidad no programada de dichas unidades, el COES podrá implementar procedimientos de operación y arranque en forma aleatoria con el objeto de evaluar su disponibilidad real.

evaluación de la indisponibilidad de las unidades generadoras a que se refiere el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas)

R.M.N° 210-2017-MEM-DM (Fijan Horas de Punta del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN para efectos de la evaluación de la indisponibilidad de unidades generadoras)

R.M.N° 153-2021-MINEM-DM (Fijan Horas de Punta del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, para efectos de la evaluación de la indisponibilidad de las unidades generadoras)

f) Para alcanzar o acercarse a la máxima demanda en los sistemas eléctricos donde la suma de las potencias firmes de las unidades de generación de las diferentes tecnologías no llegue a cubrir la máxima demanda del sistema a nivel generación, se seguirá el siguiente procedimiento secuencial: i) se disminuirán las exigencias en el número de horas de regulación, ii) se reducirá la probabilidad de excedencia hidráulica, y iii) se disminuirá la indisponibilidad de las centrales térmicas e hidráulicas.

" g) La Potencia Firme de las centrales RER se determina de la siguiente manera:

I. Para las centrales RER hidráulicas se calcula conforme el inciso b) del presente artículo.

II. Para las centrales RER que utilizan tecnología biomasa o geotérmica se calcula conforme al inciso a) del presente artículo, salvo que se trate de centrales de cogeneración, en cuyo caso la Potencia Firme se determina conforme al Reglamento de Cogeneración, aún cuando no sean “Centrales de Cogeneración Calificadas”.

III. Para las centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o mareomotriz, la Potencia Firme se determina conforme al procedimiento COES correspondiente.

Los procedimientos para todos los casos serán propuestos por el COES al OSINERGMIN.

Comentario

El artículo 110 establece los criterios y procedimientos para calcular la potencia firme de las unidades generadoras del sistema eléctrico, diferenciando entre unidades térmicas e hidráulicas. La potencia firme es el parámetro fundamental que determina la capacidad confiable de generación y, consecuentemente, la participación de cada generador en el mercado eléctrico y en el despacho del sistema.

Temas: potencia firme de unidades generadoras, factor de disponibilidad y factor de presencia, energía garantizada en centrales hidráulicas, indisponibilidad programada y no programada, horas de punta del sistema, contratación de transporte de gas natural y frc