Este documento describe la estructura orgánica del Comité de Operación Económica del Sistema (COES). El COES es una entidad privada sin fines de lucro que coordina la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Su misión es operar el sistema eléctrico con transparencia y garantizar la seguridad, calidad y economía del suministro eléctrico. El documento explica las funciones, objetivos estratégicos, código de ética y estructura organizacional del COES.
Actividad 2. COMERCIALIZACIÓN Y COSTOS DE LOS SERVICIOS PUBLICOS.
Analisis del coes
1. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTÍN
FACULTAD DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENÍERIA MECÁNICA
TEMA: ANÁLISIS DEL COES
CURSO: COSTOS Y PRESUPUESTOS
DOCENTE:ING. PASCUAL ADRIAZOLA CORRALES
REALIZADO POR:
COLLANTES PUMA FRANK
MENDOZA APAZA LUIS ALFREDO
SAMAYANI MAMANI ALEX
MAMANI LEÓN RICHARD
COLLANTES PUMA FRANK
QUISPE APAZA GUIDO
CHAUCCA SAVINA DARCY
FECHA DE ENTREGA:
18 Junio 2015
AREQUIPA-PERÚ
2015
2. 2
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE GENERAL .................................................................................................................................... 2
OBJETIVOS ............................................................................................................................................... 4
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................... 4
CAPÍTULO I: ESTRUCTURA ORGÁNICA DEL COES
1.1. DEFINICIÓN................................................................................................................... 7
1.2. MISIÓN ........................................................................................................................... 7
1.3. VISIÓN............................................................................................................................ 7
1.4. FUNCIONES ................................................................................................................... 7
1.5. OBJETIVOS ESTRATÉGICOS...................................................................................... 8
1.6. CÓDIGO DE ÉTICA....................................................................................................... 8
1.6.1. OBJETIVO ........................................................................................................ 8
1.6.2. MARCO NORMATIVO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN.................................... 8
1.6.3 VALORES ............................................................................................................. 8
1.6.4. OBLIGACIONES DE LOS TRABAJADORES Y DIRECTIVOS DEL COES ... 8
1.6.5. COMITÉ DE ÉTICA ............................................................................................. 8
1.7. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL........................................................................... 9
1.8. MARCO NORMATIVO ............................................................................................... 11
CAPÍTULO II: INFORMACIÓN OPERATIVA Y COMERCIAL
2.1. MAPA DEL SEIN ......................................................................................................... 14
2.2. SICOES.......................................................................................................................... 16
2.3. INFORMES DE OPERACIÓN ..................................................................................... 17
2.4. ESTADÍSTICAS DE LA OPERACIÓN ....................................................................... 24
2.4.1. ESTADÍSTICA DIARIA..................................................................................... 24
2.4.2. ESTADÍSTICA SEMANAL................................................................................ 27
2.4.3. ESTADÍSTICA MENSUAL................................................................................ 29
2.5. CATEGORIZACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ....................................... 31
CAPÍTULO III: REGULACION TARIFARIA
3.1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA .................................................................. 35
3. 3
3.2. PROPUESTA DEL COES-SINAC.................................................................................... 35
3.3. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA................................................................................. 36
3.4. OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC........................................ 36
3.5. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ............................................................................... 36
3.6. ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES ................................................................. 36
3.7. PROCEDIMIENTO DE FIJACION DE PRECIOS EN BARRA PERIODO
MAYO 2015 - ABRIL 2016 ............................................................................................. 37
3.8. LISTADO DE PROPUESTAS DEL COES-SINAC......................................................... 39
CAPÍTULO IV: INTEGRANTES DEL COES
4.1. ¿QUIÉNES SON INTEGRANTES DEL COES?.............................................................. 42
4.2. LISTADO DE GENERADORES, TRANSMISORES, DISTRIBUIDORES Y
USUARIOS LIBRES................................................................................................................ 42
4.3. BASE LEGAL ................................................................................................................... 48
4.4. REQUISITOS PARA SER MIEMBRO DEL COES......................................................... 48
4.5. INFORMACIÓN ADICIONAL ........................................................................................ 49
CAPÍTULO V: PROVEEDORES
5.1. REGLAS DE CONTRATACIÓN ..................................................................................... 52
5.2. REQUISITOS PARA LA INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO........................................ 52
5.3. LISTADO DE PROVEEDORES....................................................................................... 53
PLAN DE TRANSMISIÓN....................................................................................................................... 54
CONCLUSIONES ..................................................................................................................................... 71
GLOSARIO ............................................................................................................................................... 72
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................................... 74
4. 4
ANÁLISIS DEL COES
OBJETIVOS
- Conocer la estructura orgánica, normativa, funciones, integrantes y proveedores del Comité de
Operación Económica del Sistema.
- Destacar la importancia que tiene el COES en el proceso de regulación tarifaria y en los planes de
transmisión que este realiza.
- Conocer los planes de transmisión que el COES ha desarrollado para los próximos años en el
Perú y las estimaciones en consumo energético del país.
- Conocer los datos de producción de energía de los agentes generadores del COES y compararlos
con la demanda que se tiene diariamente, semanalmente y mensualmente.
- Conocer que instituciones forman parte del COES y asimismo saber que obligaciones tienen estas
consigo mismas.
- Tener conocimiento de cómo varían los precios a lo largo de los años dependiendo de la demanda
y producción de energía en el país.
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo ha sido elaborado para poder conocer como es el funcionamiento del COES y su
intervención en el sector eléctrico, bajo que normativa se basa y todo lo concierne a la regulación tarifaria
que realiza a sus agentes, el marco operativo y comercial, los agentes integrantes, los proveedores y los
planes de transmisión que desarrolla a futuro en el Perú.
RESEÑA HISTÓRICA DEL COES
En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la Ley de
Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844, la cual entre otras reformas importantes (separación de
las actividades de generación, transmisión y distribución, creación de un mercado libre y un mercado
regulado, régimen de concesiones, etc.) dispone la creación de un organismo técnico sin fines de lucro
denominado Comité de Operación Económica del Sistema - COES donde existan sistemas
interconectados, fijando como misión de este organismo técnico la de coordinar la operación de las
centrales de generación eléctrica y de los sistemas de transmisión eléctrica al mínimo costo, garantizando
la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos
energéticos.
El primer COES, se funda el 17 de agosto de 1993 para el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN),
reuniendo a las empresas de generación y transmisión que en ese entonces estaban integradas a dicho
sistema, teniendo el nombre de COES-SICN. Habiendo adoptado inicialmente la forma de asociación
civil sin fines de lucro, fue redefinida posteriormente como persona jurídica de derecho público interno, al
obedecer su creación al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas y regirse por el Reglamento de
dicha Ley, el que fuera aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, iniciando sus operaciones como
tal el 1 de enero de 1995. Paralelamente, en el Sistema Interconectado Sur (SIS) se constituyó el COES-
SUR el 9 de octubre de 1995.
5. 5
En octubre de 2000, al producirse la interconexión del SICN con el SIS debido a la entrada en operación
de la Línea de Transmisión Mantaro Socabaya, el COES-SICN incorporó a las empresas integrantes del
COES-SUR, así como a las empresas de transmisión Consorcio Transmantaro S.A. y Red Eléctrica del
Sur S.A. En cumplimiento del Artículo 2° del Decreto Supremo N° 011-2001-EM, que modifica el
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el COES-SICN modifica su Estatuto y cambia su
denominación a Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES-SINAC,
quedando constituido como el COES del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
En el año 2006 la Ley Nº 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica,
introdujo cambios importantes en la organización del COES. Se estableció la incorporación como
Integrantes de la Asamblea de las empresas distribuidoras de electricidad y los usuarios libres conectados
al SEIN, asimismo se dispuso una nueva conformación del Directorio, y la creación de la Dirección
Ejecutiva como principal órgano de gerencia y administración del COES.
La Asamblea está conformada por los Integrantes Registrados, agrupados en 4 subcomités: de
Generadores, de Distribuidores, de Transmisores y de Usuarios Libres; mientras que el Directorio está
integrado por 5 miembros, de los cuales 4 son elegidos por cada subcomité y el Presidente lo elige la
Asamblea.
Estos cambios se concretaron en el año 2008, tras la publicación del Decreto Supremo Nº 027-2008-EM,
Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), procediéndose a la adecuación del
COES a su nueva organización, con la aprobación de modificaciones a su Estatuto y la elección del nuevo
Directorio.
Actualmente conforman el COES 33 Generadores, 6 Transmisores, 10 Distribuidores y 39 Usuarios
Libres.
7. 7
1.1. Definición
El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. Está conformado por
todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones
son de cumplimiento obligatorio por los Agentes. Su finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y
largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los
recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de
Corto Plazo.
Reúne los esfuerzos de las principales empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad, así
como de los grandes usuarios libres, contribuyendo a través de su labor al desarrollo y bienestar del país.
Mediante el desarrollo de sus funciones, el COES vela por la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica,
permitiendo que la población goce del suministro de electricidad en condiciones de calidad y posibilitando las
condiciones adecuadas para el desarrollo de la industria y otras actividades económicas. Asimismo, es
responsable de administrar el mejor aprovechamiento de los recursos destinados a la generación de energía
eléctrica.
1.2. Misión
Operar el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con transparencia, imparcialidad y excelencia; y
proponer planes para su desarrollo a fin de garantizar la seguridad, calidad y economía del suministro de
electricidad al país.
1.3.Visión
Ser referentes técnicos en el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades
del país.
1.4. Funciones
Las funciones básicas del COES se dividen en funciones de interés público y funciones operativas.
Las funciones de interés público son las siguientes:
- Elaborar la propuesta del Plan de Transmisión.
- Elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de
Corto Plazo, para su aprobación por el OSINERGMIN.
- Asegurar el acceso oportuno y adecuado de los interesados a la información sobre la operación
del SEIN, la planificación del sistema de transmisión y la administración del MCP.
- Asegurar condiciones de competencia en el Mercado de Corto Plazo.
- Procurar las mejoras tecnológicas que aseguren el eficiente cumplimiento de sus funciones.
Las funciones operativas son las siguientes:
- Desarrollar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo, así como disponer y
supervisar su ejecución.
- Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generación y transmisión.
- Calcular los costos marginales de corto plazo del sistema eléctrico.
- Calcular la potencia y energía firme de cada una de las unidades generadoras.
- Coordinar la operación en tiempo real del SEIN.
- Coordinar la operación de los enlaces internacionales y administrar las TIE.
- Administrar el Mercado de Corto Plazo.
- Determinar y valorizar las transferencias en potencia de energía entre los Integrantes.
- Asignar responsabilidades en caso de transgresiones a la NTCSE, así como calcular las
compensaciones que correspondan.
- Planificar y administrar la provisión de los Servicios Complementarios que se requieran para la
operación segura y económica del SEIN.
- Resolver divergencias o controversias derivadas de la aplicación de la LCE, el RLCE, la Ley, el
Reglamento, las Normas Técnicas, los Procedimientos del COES y demás disposiciones
complementarias, dentro del ámbito de su competencia, así como de los recursos impugnativos
que se interpongan contra sus decisiones.
8. 8
1.5. Objetivos Estratégicos
- Desarrollar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo de los procesos y al
servicio del cliente.
- Mejorar las competencias de los colaboradores de acuerdo a lo requerido por la organización.
- Asegurar la excelencia operacional de los procesos brindándoles el debido soporte de tecnología
y de infraestructura.
- Implementar un Sistema de Gestión del Conocimiento.
- Contribuir a mejorar el marco normativo y las políticas del sector energía.
1.6. Código de Ética
1.6.1. Objetivo
El presente Código tiene como objetivo ser la base de actuación de todo trabajador y directivo del COES
para que todas sus labores sean realizadas a la luz de los principios enunciados en este documento. De
esta manera, se logrará promover altos estándares de conducta ética y profesional a fin de que se preserve
la integridad de la institución y de todas las partes interesadas.
1.6.2. Valores
El COES ha definido cinco valores institucionales, los cuales se basan en un enfoque orientado al
cumplimiento de sus funciones.
Los valores institucionales definidos son los que se indican a continuación:
Vocación de Servicio
Transparencia
Independencia
Imparcialidad
Excelencia
1.6.3. Obligaciones de los trabajadores y directivos del COES
En el marco del presente Código, el COES espera un comportamiento probo y transparente de los
trabajadores y directivos que conforman la institución. En ese sentido, el COES considera que resulta
prioritario que los trabajadores y directivos se comprometan a:
No dejarse influenciar, inducir, presionar o amedrentar por personas que representen a agentes del
sector eléctrico, instituciones gubernamentales o cualquier otra entidad relacionada al ejercicio de
las funciones legalmente encomendadas al COES.
No solicitar ni aceptar obsequios, presentes o cualquier otro acto de carácter personal por parte de
los representantes o personal de los agentes del sector eléctrico, instituciones gubernamentales u
otra entidad relacionada a la institución.
Utilizar la información no pública que sea de su conocimiento, para realizar las actividades que
desempeñen, de manera confidencial y reservada, y abstenerse en todo momento de obtener o
recibir beneficios personales o perjudicar a la institución.
Ser leales con la institución, actuar en función de los mejores intereses de ésta y evitar los
conflictos de interés y la apariencia de este tipo de conflictos.
Tratar con respeto a los profesionales, personal administrativo, directivos y en general, a
cualquier parte que conforme la institución, evitando la realización de actos discriminatorios o de
acoso en el centro de labores.
Utilizar todos los recursos materiales y económicos de la institución de manera apropiada, con
miras a la mejor obtención de resultados para la institución y no para fines distintos.
9. 9
1.6.4. Comité de Ética
El COES dispone la creación de un Comité de Ética (en adelante “Comité”) con la finalidad de atender
las quejas que pudieran presentarse por infracciones al presente Código, e imponer las medidas
disciplinarias, según sea el caso y la magnitud de la infracción.
Composición: Este Comité está conformado por el Directorio del COES y su Director Ejecutivo.
Funciones: Establece los procedimientos; recibe las quejas, informes o sospechas de conductas
irregulares que atenten contra el Código y se encarga de hacer la evaluación respectiva.
Asimismo, en función de la gravedad y los daños ocasionados, determinará las medidas
disciplinarias a aplicar.
1.7. Estructura Organizacional
Figura 01: Estructura Organizacional del COES aprobada por acuerdo de Directorio de la Sesión No. 446
(14/01/2015)
1.7.1. Asamblea
La Asamblea es el órgano supremo del COES y está integrada por los Agentes del SEIN, los cuales están
agrupados en 4 Subcomités (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres).
Esta tiene las siguientes funciones:
- Designar y remover al Presidente del Directorio y fijar la remuneración del Directorio.
- Aprobar el presupuesto anual.
- Designar o delegar en el Directorio la designación de los auditores externos.
- Pronunciarse sobre la gestión y los resultados económicos del ejercicio anterior.
- Aprobar y modificar los estatutos del COES.
1.7.2. El Directorio
El Directorio es el principal órgano de gobierno del COES y es responsable por el cumplimiento de las
funciones del COES. El COES cuenta con un Directorio compuesto por cinco Directores, de los cuales
cuatro han sido elegidos por los respectivos subcomités y el Presidente del Directorio fue designado por
la Asamblea.
10. 10
Asimismo, el Directorio cuenta con:
- un Asesor Legal
- la Oficina de Perfeccionamiento Técnico: Tiene como función la evaluación de las funciones
asignadas al COES con la finalidad de proponer al directorio las mejoras pertinentes.
Las principales funciones del Directorio son las siguientes:
- Aprobar la estructura organizativa del COES para el adecuado desempeño de sus funciones.
- Aprobar las propuestas de Procedimientos Técnico y presentarlas al OSINERGMIN.
- Aprobar los informes y estudios según lo establecido en la LCE, el RLCE, la Ley 28832, el
Reglamento del COES y/u otras normas aplicables.
- Aprobar y/o modificar el proyecto de presupuesto anual elaborado por el Director Ejecutivo.
- Designar y remover al Director Ejecutivo.
- Someter a la Asamblea para su aprobación, la Memoria Anual y los Estados Financieros del
COES.
- Tomar las acciones necesarias a fin de que la Dirección Ejecutiva cumpla con sus
obligaciones, de conformidad con las disposiciones de la LCE, el RLCE, la Ley 28832, el
Reglamento del COES, el Estatuto del COES, los Procedimientos del COES y las Normas
Técnicas.
- Fiscalizar la gestión de la Dirección Ejecutiva, disponer auditorías y controlar la ejecución
del presupuesto anual.
- Informar periódicamente a los Integrantes, al Ministerio de Energía y Minas y a
OSINERGMIN los hechos, actos, acuerdos o decisiones de importancia que puedan afectar
la operación del sistema.
- Establecer pautas y criterios para la correcta ejecución y control del presupuesto del COES.
- Designar y remover al Secretario y al Asesor Legal del Directorio.
El Directorio del COES elegido en julio de 2013, está compuesto por:
- César Butrón Fernández: Presidente del Directorio.
- Santiago León Gómez: Elegido por el Sub Comité de Transmisores.
- José Oporto Vargas: Elegido por el Sub Comité de Distribuidores.
- Mariana Cazorla Quiñones: Elegida por el Sub Comité de Usuarios Libres
- César Raúl Tengan Matsutahara: Elegido por el Sub Comité de Generadores.
- Maritza Gonzales Chávez: Asesora Legal del Directorio
- Mónica Céspedes Schereiber : Jefe de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico
1.7.3. Dirección Ejecutiva
Es el principal órgano de gerencia y administración; representa al COES ante todo tipo de autoridades y
es el responsable por su buena marcha operativa y administrativa.
Está compuesto por:
- Departamento de Gestión Jurídica y Regulatoria: Brinda asesoría legal a la Dirección
Ejecutiva y sus áreas orgánicas en el proceso de toma de decisiones, a fin de garantizar que
las mismas se enmarquen en el ordenamiento jurídico nacional. Asimismo asesora a la
Dirección Ejecutiva en la elaboración y/u opinión de propuestas normativas relacionadas con
el sub-sector electricidad.
- Departamento de Administración: Administra los sistemas de personal, abastecimientos,
contabilidad, tesorería y de capacitación, mediante el uso eficiente y racional de los recursos
disponibles, dentro del mejor ambiente laboral posible, que permita lograr los objetivos del
COES, velando por el estricto cumplimiento de las normas legales vigentes.
- Departamento de Tecnología de la Información: Administra el sistema de información
corporativo del COES, garantizando la actualización, continuidad y confiabilidad de su
servicio. También administra y mantiene las redes de cómputo de alta disponibilidad,
sistemas de tiempo real y el puerto de enlaces de comunicación con los agentes del SEIN,
sistemas de correo y seguridad, así como los sistemas de telefonía.
11. 11
1.7.4. Dirección de Operaciones
Coordina la operación del SEIN y los enlaces de interconexiones internacionales, a corto plazo (diario,
semanal) y mediano plazo (mensual, anual y bienal), al mínimo costo, preservando la seguridad y el
mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Asimismo está encargada de la administración del
Mercado de Corto Plazo.
Está conformada por:
- Subdirección de Programación: Realiza la programación de la operación del SEIN y para ello
elabora la programación de mediano y corto plazo; también efectúa la programación de
mantenimiento anual, mensual, semanal y diario.
- Subdirección de evaluación: Evalúa el desempeño de la operación del SEIN para lo cual
identifica los problemas en el sistema, ocurridos en condiciones normales o perturbadas de la
operación y propones las soluciones a los mismos.
- Subdirección de Coordinación: Como responsable del Centro Coordinador de la Operación
en Tiempo Real del SEIN, debe velar por la calidad, seguridad y economía de la operación,
cumpliendo con lo previsto en la normativa aplicable. Supervisa permanentemente las
variables eléctricas del SEIN, la ejecución de los programas de operación y mantenimiento de
las instalaciones, emite instrucciones operativas a los Centros de Control de los Agentes,
coordina las maniobras de restablecimiento del SEIN cuando ocurren perturbaciones, registra
la información operativa de todos los eventos que ocurren en tiempo real en el SEIN y
elabora los informes relacionados con su función.
- Subdirección de Transferencias: Determina y valoriza las transferencias de potencia y energía
entre los integrantes del COES. Asimismo valoriza las compensaciones, el cálculo de las
compensaciones económicas establecidas por la normativa y la determinación de
asignaciones de pagos de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión.
1.7.5. Dirección de Planificación de Transmisión
Coordina el desarrollo de la planificación de la operación de largo plazo, la planificación de la
transmisión del SEIN e interconexiones internacionales; así como otorgar la conformidad a los Estudios
de Pre Operatividad para la conexión al SEIN de nuevas instalaciones.
Está conformada por:
- Subdirección de Planificación: Desarrolla la planificación de la operación de largo plazo del
SEIN, partiendo del pronóstico de la demanda y el procesamiento de la información de
proyectos de generación y transmisión, así como de los grandes usuarios. Asimismo realiza el
diagnóstico de las condiciones operativas y el Plan de Transmisión del SEIN, que incluye las
interconexiones internacionales; acorde a la normativa específica que los rige.
- Subdirección de Nuevos Proyectos: Encargada de iniciar el ingreso y conexión al SEIN de
nuevas instalaciones de generación, transmisión y utilización, mediante la revisión,
aprobación y recomendación del otorgamiento del Certificado de Conformidad de los
Estudios de Pre Operatividad. Asimismo, realiza el monitoreo del desempeño de la operación
del SEIN en un horizonte de cinco años y desarrolla los anteproyectos derivados del Plan de
Transmisión.
- Subdirección de Gestión de Información: Gestiona y administra toda la información técnica
recibida y generada en el COES. Elabora el pronóstico de demanda de corto y largo plazo
para la programación de la operación y planificación del SEIN.
1.8. Marco Normativo1
1.8.1. Base Legal2
Decreto Ley N° 25844 Ley De Concesiones Eléctricas
Norman lo referente a las actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y
comercialización de la energía eléctrica. El Ministerio de Energía y Minas y el OSINERG en
representación del Estado son los encargados de velar por el cumplimiento de la presente ley,
1
El marco normativo completo se encuentra en el apéndice virtual (consta de base legal, estatuto y procedimientos).
2
Solo se dará un resumen de las principales normas del COES.
12. 12
quienes podrán delegar en parte las funciones conferidas. Las actividades de generación, transmisión
y distribución, que no requieran de concesión ni autorización, podrán ser efectuadas libremente
cumpliendo las normas técnicas y disposiciones de conservación del medio ambiente y del
Patrimonio Cultural de la Nación.
Decreto de Urgencia Nº 049-2008 Decreto De Urgencia Que Asegura Continuidad En La Prestación
Del Servicio Eléctrico
Que, de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 58 de la Constitución Política del Perú, el
Estado actúa, entre otros, en el área de los servicios públicos, entre los cuales el Servicio Público
de Electricidad, definido como el suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo, es de
utilidad pública según lo establece el Artículo 2 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones
Eléctricas. Así, es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y
eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad conforme lo previsto en
el Artículo 2 de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica.
Ley Nº 28832 Ley Para Asegurar El Desarrollo Eficiente De La Generación Eléctrica
La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas
con la finalidad de:
- Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema
eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado
por falta de energía; asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva;
- Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación
mediante soluciones de mercado.
- Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado de
generación.
- Introducir un mecanismo de compensación entre el SEIN y los Sistemas Aislados para
que los Precios en Barra de estos últimos incorporen los beneficios del gas natural y
reduzcan su exposición a la volatilidad del mercado de combustibles.
Es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del
suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad.
Decreto de Urgencia Nº 037-2008
Se dictan medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al sistema
eléctrico interconectado nacional (SEIN)
El objeto de la presente norma es dictar disposiciones necesarias para asegurar, en el corto plazo, el
abastecimiento oportuno de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Decreto Legislativo Nº 1002 Decreto Legislativo De Promoción De La Inversión Para La
Generación De Electricidad Con El Uso De Energías Renovables
El presente Decreto Legislativo tiene por objeto promover el aprovechamiento de los Recursos
Energéticos Renovables (RER) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio
ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad.
1.8.2. Estatuto3
El COES se rige por su Estatuto en el marco de la Ley, el Reglamento y las demás normas legales
aplicables. Las decisiones de la Asamblea, Directorio y Dirección Ejecutiva emitidas en el ámbito de sus
respectivas competencias son de cumplimiento obligatorio para todos los Integrantes.
1.8.3. Procedimientos4
3
Estatuto FINAL 27-11-2009 Asamblea 23_2 (ver apéndice virtual).
4
(ver apéndice virtual).
16. 16
2.2. SICOES (Sistema de información del COES)
El SICOES está conformado por cinco (5) subsistemas principales, que se describen a continuación:
Sistema de Gestión Operativa del COES (SGOCOES): Brinda soporte a la gestión de los
procedimientos del COES SINAC y marco legal del SEIN. La primera versión de este
sistema data de 1995, y la versión actual entró en producción en marzo de 1999, siendo sus
módulos continuamente actualizados y reformulados por el COES SINAC cada vez que los
procedimientos y normativa se modifican.
Sistema SCADA / EMS: Brinda soporte a la supervisión y coordinación de la operación en
tiempo real. La primera versión esta en producción desde marzo de 2003; en junio de 2008
se integró el módulo de análisis EMS (Energy Management System).
Sistema de Gestión Documentaria del COES (SGDOC): También conocido como sistema
de trámite documentario. Dada la naturaleza técnica de los documentos del COES, este
sistema se ha desarrollado como extensión del SGOCOES. En producción desde junio del
2009.
WEB-COES / Extranet / Intranet: Sistemas de publicación web; contiene documentos
elaborados por el COES SINAC, así como información técnica publicada directamente
desde la base de datos del SICOES. En producción desde el año 1999.
TRANSCOES: Sistema que permite el cálculo de las valorizaciones de transferencias de
energía mensuales.
Figura 2.3 Subsistemas del SICOES
17. 17
ULTIMOS EVENTOS DEL SEIN
DESCONECTÓ EL GENERADOR G2 DE LA C.H. CHARCANI V 6/6/2015 02:54:005
Empresa: EGASA
Se produjo la desconexión del generador G2 de la C.H. Charcani V, con una generación de 8,4 MW,
causada por una falla del control de posicionamiento de los deflectores del generador, de acuerdo
con lo informado por la empresa EGASA, titular de la central. El generador G2 quedó indisponible
para su inspección.
2.3. Informes de Operación
Informes Diarios de Operación
1. Informe diario de evaluación de la operación del Coordinador de la Operación del Sistema:
Corresponde al IDCOS.
2. Despacho ejecutado diario: Corresponde a los datos del despacho ejecutado diario con valores
cada 30 minutos.
3. Mantenimiento ejecutado: Corresponde al mantenimiento ejecutado diario de equipos.
4. Consulta de Registros Frecuencia Diaria (NTCSE): Corresponde a la información de frecuencia
del punto de medición en San Juan
Evaluación Diaria, Semanal, Mensual y Anual
1. Informe de evaluación de la operación diaria: Corresponde al IEOD.
2. Reporte de Operación Semanal: Corresponde a los datos de producción, máxima demanda e
hidrología ejecutada en la semana.
3. Reporte de Operación Mensual: Corresponde a los datos de producción, máxima demanda e
hidrología ejecutada en el mes.
4. Reporte de Operación Anual: Corresponde a los datos de producción, máxima demanda e
hidrología ejecutada en el año.
5. Informe de Evaluación de Mantenimiento Mensual: Corresponde a los informes de evaluación del
programa de mantenimiento mensual.
6. Reporte de Indisponibilidad
7. Información de Reserva Compensable por RPF
8. Horas de Operación y Número de Arranques Anuales
10. Reporte de Máxima Demanda.
11. Medidores de generación: Corresponde a los medidores de generación con valores cada 15
minutos.
5
(jchoquehuanca 6/6/2015 05:26:26)
19. 19
TABLA 2.1. LISTADO DE INTEGRANTES GENERADORES
N. EMPRESA F. DE
INGRESO
F. DE
RETIRO
1 AGROINDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A. 11-03-2010
2 AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. 17-03-2011
3 CHINANGO S.A.C. 31-05-2009
4 COMPAÑIA ELECTRICA EL PLATANAL 31-03-2009
5 DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A. 10-06-2008
6 EDEGEL S.A.A. 13-06-2008
7 ELECTRICA SANTA ROSA 22-02-2011
8 ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C. 09-11-2012
9 EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA
ELECTRICA S.A.
05-05-2011 10-10-2014
10 EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DE JUNIN S.A.C 06-10-2014
11 EMPRESA DE GENERACION HUANZA SA 22-10-2012
12 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CAHUA S.A. 10-06-2008 11-03-2010
13 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO SAC 24-09-2014
14 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. 19-06-2008
15 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SUR S.A. 19-06-2008
16 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA MACHUPICCHU S.A. 19-06-2008
17 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A. 19-06-2008
18 EMPRESA ELECTRICIDAD DEL PERÚ S.A. 12-06-2008
19 EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA S.A. 10-06-2008
20 ENERGIA EOLICA S.A 31-03-2014
21 ENERSUR S.A. 19-06-2008
22 ESCO COMPAÑÍA DE SERVICIOS DE ENERGÍA SAC 05-03-2009
23 EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE S.A 04-03-2013
24 FENIX POWER PERÚ S.A. 23-07-2012
25 GENERADORA ENERGÍA DEL PERÚ S.A. 11-09-2008
26 GTS MAJES, S.A.C. 28-06-2012
27 GTS REPARTICIÓN, S.A.C. 28-06-2012
28 HIDROCAÑETE S.A. 13-12-2011
29 HIDROELÉCTRICA HUANCHOR S.A.C. 09-05-2013
30 HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ SAC 10-02-2009
31 ILLAPU ENERGY S.A. 18-08-2011
32 KALLPA GENERACIÓN S.A. 10-06-2008
33 MAJA ENERGIA S.A.C. 16-02-2010
34 MOQUEGUA FV S.A.C 26-09-2014
35 MAPLE ETANOL S.R.L. 30-05-2012
36 PANAMERICANA SOLAR, S.A.C. 30-10-2012
37 PARQUE EOLICO MARCONA S.R.L. 05-02-2014
38 PETRAMAS SOCIEDAD ANÓNIMA CERRADA 21-10-2011
39 PLANTA DE RESERVA FRIA DE GENERACION DE ETEN S.A. 20-03-2015
40 SDE PIURA SAC 04-05-2012
41 SDF ENERGIA S.A.C. 05-03-2009
42 SHOUGANG GENERACIÓN ELÉCTRICA S.A.A. 19-06-2008
43 SOCIEDAD MINERA CORONA S.A. 19-06-2008 09-05-2013
44 STATKRAFT PERÚ S.A. 10-06-2008
45 SINDICATO ENERGÉTICO S.A. 26-03-2010
46 TACNA SOLAR S.A.C. 12-09-2012
47 TERMOSELVA S.R.L. 10-06-2008
48 TERMOCHILCA S.A.C. 15-07-2013
20. 20
TABLA 2.2. LISTADO DE USUARIOS LIBRES
N. EMPRESA F. DE
INGRESO
F. DE
RETIRO
1 ADMINISTRADORA JOCKEY PLAZA SHOPPING CENTER S.A. 24-04-2014
2 CEMENTO ANDINO S.A. 19-06-2008 20-03-2013
3 CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. 19-06-2008
4 CERAMICA LIMA S.A. 19-06-2008 01-03-2013
5 CERÁMICA SAN LORENZO S.A.C 19-06-2008 21-11-2012
6 COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.A. 19-06-2008
7 COMPAÑIA INDUSTRIAL TEXTIL CREDISA - TRUTEX S.A.A. 18-06-2008
8 COMPAÑIA MINERA ANTAPACCAY S.A. 18-06-2008
9 COMPAÑIA MINERA CASAPALCA S.A. 23-05-2011
10 COMPAÑIA MINERA CONDESTABLE S.A. * 13-06-2008
11 COMPAÑIA MINERA MILPO S.A.A. 19-06-2008
12 COMPAÑIA MINERA MISKI MAYO S.R.L. 12-08-2010
13 COMPAÑIA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHA S.A.A 24-07-2014
14 COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A. 18-06-2008
15 COMPAÑÍA MINERA ARES S.A.C. 19-06-2008
16 CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA S.A. 19-06-2008
17 DOE RUN PERU S.R.L. 19-06-2008
18 EMPRESA MINERA LOS QUENUALES S.A. 19-06-2008
19 EXSA S.A. 19-06-2008
20 EMPRESA ADMINISTRADORA CERRO S.A.C. 15-05-2013
21 EMPRESA SIDERÚRGICA DEL PERÚ S.A.A. 23-04-2009
22 FUNDICION CALLAO S.A. 19-06-2008
23 GLORIA S.A. 19-06-2008
24 GOLD FIELDS LA CIMA S.A. 19-06-2008
25 INDUSTRIAS CACHIMAYO S.A. 08-01-2009
26 KIMBERLY-CLARK PERU S.R.L 24-04-2014
27 MESSER GASES DEL PERÚ S.A. 19-06-2008
28 METALURGICA PERUANA S.A. 18-06-2008
29 MINERA AURIFERA RETAMAS S.A 15-07-2014
30 MINERA CHINALCO PERU S.A. 06-09-2013
31 MINERA COLQUISIRI S.A. 19-06-2008 22-11-2013
32 MINERA LAS BAMBAS S.A. 22-05-2014
33 MINSUR S.A. 19-06-2008
34 MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A. 23-10-2008
35 MINERA YANACOCHA S.R.L. 19-06-2008
36 OPP FILM S.A. 17-06-2014
37 PAPELERA NACIONAL S.A. 19-06-2008
38 PERUBAR S.A. 19-06-2008 20-01-2012
39 PRODUCTOS TISSUE DEL PERÚ S.A. 19-06-2008
40 QUIMPAC S.A. 19-06-2008
41 SAN MIGUEL INDUSTRIAS PET S.A. 17-03-2015
42 SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A. 18-06-2008
43 SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A. 19-06-2008
44 SOUTHERN PERÚ COPPER CORPORATION, SUCURSAL DEL
PERÚ
19-06-2008
45 TRUPAL S.A. 08-05-2013
46 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS S.A. 19-06-2008
47 UNION ANDINA DE CEMENTOS S.A.A. 19-06-2008
48 UNIÓN DE CERVECERÍAS PERUANAS BACKUS Y JOHNSTON
S.A.A.
19-06-2008
49 VOTORANTIM METAIS - CAJAMARQUILLA S.A. 12-08-2014
50 VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A. 19-06-2008
51 YURA S.A. 19-06-2008
21. 21
TABLA 2.3
TABLA N° 2.4
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN
(MW)
TIPO DE
GENERACIÓN
POTENCIA EFECTIVA
(MW)
PARTICIPACIÓN
(%)
Hidroeléctrica 3.170,6 40,58
Termoeléctrica 4.562,4 58,39
Solar 80,0 1,02
TOTAL 7.813,1 100,00
31. 31
2.5. Categorización Del Sistema De Transmisión Existente Del SEIN
2.5.1. Objetivo
El objetivo del presente informe es elaborar la Lista de Líneas del Sistema de Transmisión Existente en el
SEIN clasificadas según la categoría de Troncal resultantes de la aplicación de las definiciones señaladas
en el Procedimiento Técnico COES PR-20 "Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN"
y lo establecido en el Plan de Restablecimiento del 2013.
2.5.2 Documentos de referencia
• Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE, "Norma Técnica para la Coordinación
de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados" (NTCOTR).
• Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 035-2013-0S/CD del
14.03.2013, Procedimiento Técnico COES PR-20 "Ingreso, Modificación y Retiro de
Instalaciones en el SEIN".
• Plan de Restablecimiento del SEIN vigente, coherente con el numeral 8.2 de la
NTCOTR y elaborado en cumplimiento del Procedimiento Técnico COES PR-9
"Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN".
• Actualización del Plan de Transmisión del periodo vigente.
2.5.3. Introducción
En principio, es importante señalar que las definiciones del PR-20, referidas a los STTN y STTR, utiliza
el término "Área Operativa" (AO), que ha sido definido en la Norma Técnica de Coordinación y
Operación en Tiempo Real (NTCOTR) como " ... una sección del Sistema Interconectado compuesta
por centros de generación, redes de transmisión y/o redes de distribución que pueden separarse del resto
del Sistema y operar aisladamente".
Por esta razón, en el Plan de Restablecimiento 2013, elaborado por el COES y a ser actualizado
anualmente, han sido identificadas y demarcadas todas las AO del SEIN, que se resumen a continuación:
1. AO Norte (AON), conformada por las Áreas Operativas Nº 1, 2, 3, 4, 5 y 6.
2. AO Centro (AOC), conformada por las Áreas Operativas Nº 7, 8, 9, 1O y 11.
3. AOSur (AOS), que incluye:
Área Operativa Sur Este (AOSE), conformada por las Áreas Operativas Nº 12 y 13.
Área Operativa Sur Oeste (AOSO), conformada por las Áreas Operativas Nº 14 y 15.
Asimismo, en el numeral 5 del PR-20 se consideran las siguientes definiciones:
SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL NACIONAL (STTN): Sistema conformado por
instalaciones de transmisión de 500 kV de tensión nominal o por las instalaciones de 220 kV de
tensión nominal que conecten las Áreas Operativas del SEIN. (Por ejemplo: las líneas de
transmisión 220 kV Mantaro- Cotaruse-Socabaya que conectan las Áreas Operativas Centro y
Sur).
SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL REGIONAL (STTR): Sistema conformado por
instalaciones de transmisión de 220 o 138 kV de tensión nominal que conectan zonas de
generación y carga dentro de las Áreas Operativas del SEIN. (Por ejemplo: las líneas de
transmisión 138 y 220 kV que unen el Sur Este con el Sur Oeste del Área Operativa Sur).
SISTEMA DE TRANSMISIÓN LOCAL (STL): Sistema conformado por instalaciones de
transmisión en 220, 138 y 60 kV de tensión nominal, que conectan las cargas o las centrales de
generación al SEIN.Cabe señalar que la clasificación de las instalaciones de transmisión, según
las definiciones señaladas en el PR-20, es una clasificación de carácter técnico en merito a la
importancia de la instalación en la confiabilidad del SEIN.
32. 32
2.5.4. Instancias de Categorización
2.5.4.1. Situación Actual
Las instalaciones existentes han sido categorizadas desde el punto de vista operativo en forma
concordante con el Plan de Restablecimiento y utilizando los criterios técnicos señalados en el PR-20,
según como sigue a continuación:
1. Las instalaciones del STTN son aquellas que unen las Áreas Operativas Norte, Centro y Sur
entre sí, y aquellas con una tensión nominal de 500 kV.
2. Las instalaciones del STTR son aquellas que unen las Áreas Operativas Nº 1, 2, 3,.....y 15
entre sí.
3. Las instalaciones del STL son aquellas que unen las cargas y la generación dentro de las
Áreas Operativas 1, 2, 3,.....y 15.
2.5.4.2. Expansión del Sistema de Transmisión
Las nuevas instalaciones de transmisión que requiere el SEIN se definen en el Plan de Transmisión (PT)
para propiciar el crecimiento ordenado y confiable del sistema de transmisión del SEIN. Por consiguiente,
dichas instalaciones serán categorizadas en el PT, desde un punto de vista de planificación y estarán
conformadas por:
a) Nuevas instalaciones troncales o
b) Proyectos de repotenciación de instalaciones existentes las cuales podrán cambiar de
categoría al asumir una función diferente.
2.5.5. Categorización del Sistema de Transmisión Existente
2.5.5.1. Áreas Operativas del SEIN
A continuación se muestran las Áreas Operativas del SEIN según el Plan de Restablecimiento 2013 y los
Diagramas Unifilares del Sistema Troncal (STTN Y STTR) que las interconectan
33. 33
FIGURA 2.9. Áreas Operativas del SEIN según el Plan de Restablecimiento 2013 y los Diagramas Unifilares del
Sistema Troncal (STTN Y STTR) que las interconectan
35. 35
3.1. Proceso de Regulación Tarifaria
El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realizó de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley
N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N°009-
93-EM3. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia Contenido en el Artículo 8° del
Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, ha incluido las audiencias públicas dentro del proceso de
regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de que los usuarios e
interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. En el siguiente esquema se
resume el proceso que se sigue para la Fijación de las Tarifas en Barra.
Cronograma del Proceso de Fijación de Precios en Barra
El esquema ilustrado, que obedece a las disposiciones legales vigentes al inicio del Procedimiento de
Fijación de Tarifas en Barra, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las
opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el
regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas en Barra.
Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde
se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas
3.2. Propuesta del COES-SINAC
Los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se
encuentren interconectadas conforman un organismo técnico denominado Comité de Operación
Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC) con la finalidad de coordinar su
operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor
aprovechamiento de los recursos energéticos. De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 119° del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas5, y por el Procedimiento para la Fijación de Tarifas en
Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG N° 0003-2002-OS/CD y su modificatoria, el proceso
de regulación tarifaria se inicia con la presentación efectuada por el COES-SINAC del “Estudio Técnico
Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria”.
36. 36
3.3. Primera Audiencia Pública
El Consejo Directivo del OSINERG convoca a una primera audiencia pública, con el objeto que el
COESSINAC exponga su propuesta de tarifas de generación y transmisión para la regulación tarifaria de
un periodo propuesto.
En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la página WEB del OSINERG, del Estudio
Técnico-Económico presentado por el COES-SINAC con el propósito de que los agentes del mercado e
interesados tuvieran acceso al estudio mencionado y contaran con la información necesaria que les
permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con el estudio tarifario, durante la
realización de la audiencia pública.
De esta forma, se aspira a lograr la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias,
asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un
entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los
Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General.
3.4. Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC
El OSINERG comunica por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al Estudio Técnico
Económico presentado por el COES-SINAC. En este mismo documento se incluyeron las observaciones
y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública.
Inmediatamente después de remitido el informe de observaciones al COES-SINAC se procedió a la
publicación del mismo en la página WEB del OSINERG. Esto tiene el propósito de que los agentes del
mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta del COES-SINAC, tuvieran acceso al
documento mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus
comentarios y puntos de vista relacionados con los temas de la audiencia pública.
3.5. Segunda Audiencia Pública
El Consejo Directivo del OSINERG dispone de la realización de una segunda audiencia pública, en la
cual el OSINERG expone los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis del
Estudio Técnico Económico presentado por el COES-SINAC para la regulación tarifaria, así como el
contenido de las observaciones a la propuesta tarifaria del COES-SINAC.
Los criterios, modelos y metodología señalados son, por extensión, los mismos que se utilizan para la
regulación de las tarifas en barra.
Cabe resaltar la participación activa de representantes de la Defensoría del Pueblo así como de las
asociaciones de usuarios, cuyos aportes, observaciones y comentarios en ambas audiencias han sido
significativos.
3.6. Absolución de las Observaciones
El COES-SINAC remite su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio
Técnico-Económico propuesto y presenta un informe con los resultados modificados de su estudio.
Las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas en el Diario Oficial
El Peruano y complementariamente en la página WEB del OSINERG. Con 15 días de anticipación a la
publicación de la resolución que fije las Tarifas en Barra, corresponde al OSINERG consignar en su
página WEB la relación de información que sustenta la Resolución de Fijación de las Tarifas en Barra.
37. 37
3.7. Procedimiento de Fijación de Precios en Barra Periodo Mayo 2015 - Abril 2016
Propuesta Tarifaria – Subcomité de Generadores del COES
Estudio Técnico Económico de determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación
Tarifaria de Mayo de 2015
3.7.1. Introducción
Es función del Subcomité de Generadores y El Subcomité de Transmisores efectuar los estudios para la
fijación de las tarifas en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
El artículo 46 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) establece que las Tarifas en barra y sus respectivas
fórmulas de reajuste, serán fijadas anualmente por OSINERGMIN y entraran en vigencia en el mes de mayo
de cada año
También se establece que el periodo de estudios comprenderá la proyección de veinticuatro meses y los 12
meses anteriores al 31 de marzo de cada año.
El 15 de noviembre de cada año el subcomité de Generadores presentara al OSINERG los correspondientes
estudios técnico económico de las propuestas de precios en barra, que expliciten y justifiquen los diversos
aspectos del cálculo de tarifas.
3.7.2. Consideraciones Generales:
Metodología de proyección de la demanda agregada
En la figura se muestra el esquema general de proyección de energía global del SEIN desarrollado en los
procesos de fijación de tarifa en barra de los últimos años, consta de tres etapas, en las dos primeras se
proyecta la demanda vegetativa y finalmente se agrega las proyecciones de las cargas especiales, nuevos
proyectos y las cargas incorporadas al SEIN.
- Primero se desarrolla una proyección de corto plazo utilizando el modelo ARIMA
- Segundo, considerando que las series estadísticas, tanto económicas como las referidas al mercado
eléctrico, son serias no estacionarias se procede a desarrollar y estimar modelos de corrección de
errores (MCE)
- Tercero, en base a la información reportada por los titulares de generación y transmisión respecto a la
proyección de demanda de las cargas importantes y nuevos proyectos, y los resultados de la
actualización del Plan de Transmisión 2015-2024 previo cálculo de las perdidas y factores de carga, se
proyecta la demanda de energía y potencia global del SEIN para el periodo 2015-2017.
Proyección de ventas 2014 ‘’vegetativo’’
Como etapa previa a la formulación del modelo econométrico, es necesario estimar las ventas
correspondientes al año en curso.
Las normas vigentes establecen las siguientes consideraciones para la proyección de la demanda:
- En este se proyecta la demanda para el horizonte de 24 meses, considerando su correlación con
los factores económicos y demográficos relevantes
- Comprende la demanda agregada de todos los suministros, a ser atendidos por los integrantes del
COES en el Sistema Eléctrico Nacional en el periodo del estudio, agregando las pérdidas de
transmisión correspondientes.
Programada de obras: El programa de obras corresponde a aquellos proyectos factibles de ingresar en
operación en el periodo del estudio (siguientes 24 meses), considerando las obras que se encuentran en
construcción.
Costo de combustible:
a) Precios asociados a los combustibles líquidos
- Precio en planta
- Transporte hasta la central térmica
- Insumo para el tratamiento
38. 38
- Costo de seguros y flete marítimo
- Costo de aduanas y otros costos de desaduanaje
- Costo de descarga y fletes terrestres, hasta silos
b) El precio del combustible carbón incluye los siguientes componentes :
- Costo de seguro y flete marítimo
- Costo de aduanas y otros costos de desaduanaje
- Costo de descarga y fletes terrestres, hasta silos
c) Para las centrales que operen con gas natural, se toma como precio del mercado interno
d) Para las centrales que operan con gas natural de camisea, el precio a considerar se determina
tomando como referencia el precio afectivamente pagado del gas de camisea, más el 90% del
costo de transporte y de la distribución, según corresponda.
Costos Variables no Combustibles
a) Costo variable de operación no combustible, aquellos relacionados al consumo de ciertos
agregados al proceso de combustión, tales como lubricante agua etc.
b) Costos variables de mantenimiento, aquellos que derivan de los mantenimientos de las unidades
de generación
Precio Básico de Energía
Conforme a lo establecido en las modificaciones a la ley se determinar el precio básico de la energía por
bloques horarios como un promedio ponderado de los costos marginales con la demanda, debidamente
actualizada al 30 de abril de 2014
Marginales de potencia y energía
Precios en barra
39. 39
3.8. LISTADO DE PROPUESTAS TARIFARIAS
PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (PERÍODO MAYO 2009 - ABRIL 2010)
El proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación, efectuada por los Subcomités de
Generadores y Transmisores del COES-SINAC el 14 de noviembre de 2008
Se realiza las observaciones del OSINERGMIN .El 04 de febrero de 2009, el los Subcomités de Generadores y
Transmisores del COES-SINAC remitieron sus respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN
y presentaron sus informes con los resultados modificados de sus estudios.
OSINERGMIN evaluó las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores y Transmisores
del COES-SINAC
El siguiente cuadro resume los precios pre publicados por OSINERGMIN después del análisis efectuado:
40. 40
OSINERGMIN evaluó las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores y Transmisores
del COES-SINAC. A raíz del análisis se publicó lo que seria los precios en barra.
PUBLICACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (PERÍODO MAYO 2011 - ABRIL 2012)
El proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación, efectuada por los Subcomités de
Generadores y Transmisores del COES-SINAC el 12 de noviembre de 2010
El 14 de enero de 2011, los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC remitieron sus
respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN y presentaron sus informes con los
resultados modificados de sus estudios.
41. 41
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores
y Transmisores del COES-SINAC tanto en sus propuestas iniciales como en los informes remitidos en
respuesta a las observaciones formuladas a sus propuestas para la fijación de los Precios en Barra
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores
y Transmisores del COES-SINAC, tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta
a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de los Precios en Barra.
PERIODO MAYO 2012- ABRIL 2013
Propuesta hecha por COES- SINAC el 14 de noviembre del 2012
42. 42
Respuesta del COES- SINAC frente a las observaciones del OSINERGMIN
Precios finales de terminados por el OSINERGMIN y publicadas en el diario el peruano
PRE PUBLICACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (PERÍODO MAYO 2013 - ABRIL 2014)
Primera propuesta de los subcomités de generadores y transmisores del COES-SINAC
43. 43
Realización de la primera audiencia y observaciones del OSINERGMIN presentaron sus informes con los
resultados modificados de sus estudios. El 30 de enero de 2013
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores y
Transmisores del COES-SINAC tanto en sus propuestas iniciales como en los informes remitidos en
respuesta a las observaciones formuladas a sus propuestas para la fijación de los Precios en Barra del
periodo mayo 2013 – abril 2014.
45. 45
Generadores:Los generadores electricosmotorizados son el
tipo más común y menos caro de fuentes de energía de reserva
Transmisores:La red de transporte de energía eléctrica es
la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los
elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo
y a través de grandes distancias laenergía eléctrica generada
en las centrales eléctricas.
Los Usuarios Libres: Grandes consumidores de energia
Distribuidores de la electricidad
4.1. ¿Quiénes Son Integrantes Del COES?
Son las empresas de generación de electricidad, transmisión eléctrica, distribución eléctrica y los usuarios
libres (grandes consumidores), quiénes forman parte del COES.
4.2. Listado de Integrantes
Tabla 4.1. Usuarios libres
N. EMPRESA F. DE
INGRESO
F. DE
RETIRO
1 ADMINISTRADORA JOCKEY PLAZA SHOPPING
CENTER S.A.
24-04-2014
2 CEMENTO ANDINO S.A. 19-06-2008 20-03-2013
3 CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. 19-06-2008
4 CERAMICA LIMA S.A. 19-06-2008 01-03-2013
5 CERÁMICA SAN LORENZO S.A.C 19-06-2008 21-11-2012
6 COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.A. 19-06-2008
7 COMPAÑIA INDUSTRIAL TEXTIL CREDISA - TRUTEX
S.A.A.
18-06-2008
8 COMPAÑIA MINERA ANTAPACCAY S.A. 18-06-2008
9 COMPAÑIA MINERA CASAPALCA S.A. 23-05-2011
10 COMPAÑIA MINERA CONDESTABLE S.A. 13-06-2008
11 COMPAÑIA MINERA MILPO S.A.A. 19-06-2008
12 COMPAÑIA MINERA MISKI MAYO S.R.L. 12-08-2010
13 COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A. 18-06-2008
14 COMPAÑÍA MINERA ARES S.A.C. 19-06-2008
15 CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA S.A. 19-06-2008
16 DOE RUN PERU S.R.L. 19-06-2008
17 EMPRESA MINERA LOS QUENUALES S.A. 19-06-2008
18 EXSA S.A. 19-06-2008
46. 46
19 EMPRESA ADMINISTRADORA CERRO S.A.C. 15-05-2013
20 EMPRESA SIDERÚRGICA DEL PERÚ S.A.A. 23-04-2009
21 FUNDICION CALLAO S.A. 19-06-2008
22 GLORIA S.A. 19-06-2008
23 GOLD FIELDS LA CIMA S.A. 19-06-2008
24 INDUSTRIAS CACHIMAYO S.A. 08-01-2009
25 KIMBERLY-CLARK PERU S.R.L 24-04-2014
26 LAS BAMBAS 22-05-2014
27 MESSER GASES DEL PERÚ S.A. 19-06-2008
28 METALURGICA PERUANA S.A. 18-06-2008
29 MINERA CHINALCO PERU S.A. 06-09-2013
30 MINERA COLQUISIRI S.A. 19-06-2008 22-11-2013
31 MINSUR S.A. 19-06-2008
32 MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A. 23-10-2008
33 MINERA YANACOCHA S.R.L. 19-06-2008
34 PAPELERA NACIONAL S.A. 19-06-2008
35 PERUBAR S.A. 19-06-2008 20-01-2012
36 PRODUCTOS TISSUE DEL PERÚ S.A. 19-06-2008
37 QUIMPAC S.A. 19-06-2008
38 SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A. 18-06-2008
39 SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A. 19-06-2008
40 SOUTHERN PERÚ COPPER CORPORATION, SUCURSAL
DEL PERÚ
19-06-2008
41 TRUPAL S.A. 08-05-2013
42 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS S.A. 19-06-2008
43 UNION ANDINA DE CEMENTOS S.A.A. 19-06-2008
44 UNIÓN DE CERVECERÍAS PERUANAS BACKUS Y
JOHNSTON S.A.A.
19-06-2008
45 VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A. 19-06-2008
46 YURA S.A. 19-06-2008
Tabla 4.2. Distribuidores
N. EMPRESA F. DE
INGRESO
F. DE
RETIRO
1 ELECTRO SUR ESTE S.A.A 19-06-2008
2 ELECTROCENTRO S.A. 19-06-2008
3 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD
DE PUNO SOCIEDAD ANONIMA ABIERTA
24-04-2014
4 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD
ELECTRONORTE MEDIO S.A.
19-06-2008
5 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD
ELECTROSUR S.A.
24-07-2008
6 ELECTRO DUNAS S.A.A. 19-06-2008
7 ELECTRONOROESTE S.A. 18-06-2008
8 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD
DEL NORTE S.A.
19-06-2008
9 EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE LIMA NORTE S.A.A. 19-06-2008
10 LUZ DEL SUR S.A.A. 19-06-2008
11 SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A. 18-06-2008
47. 47
Tabla 4.3. Generadores
N. EMPRESA
F. DE
INGRESO
F. DE
RETIRO
1 AGROINDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A. 11-03-2010
2 AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. 17-03-2011
3 CHINANGO S.A.C. 31-05-2009
4 COMPAÑIA ELECTRICA EL PLATANAL 31-03-2009
5 DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A. 10-06-2008
6 EDEGEL S.A.A. 13-06-2008
7 ELECTRICA SANTA ROSA 22-02-2011
8 ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C. 09-11-2012
9
EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA
S.A.- ADINELSA
05-05-2011
10 EMPRESA DE GENERACION HUANZA SA 22-10-2012
11 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CAHUA S.A. 10-06-2008 11-03-2010
12 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. 19-06-2008
13 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SUR S.A. 19-06-2008
14 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA MACHUPICCHU S.A. 19-06-2008
15 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A. 19-06-2008
16 EMPRESA ELECTRICIDAD DEL PERÚ S.A. 12-06-2008
17 EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA S.A. 10-06-2008
18 ENERGIA EOLICA S,A 31-03-2014
19 ENERSUR S.A. 19-06-2008
20 ESCO COMPAÑÍA DE SERVICIOS DE ENERGÍA SAC 05-03-2009
21 EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE S.A 04-03-2013
22 FENIX POWER PERÚ S.A. 23-07-2012
23 GENERADORA ENERGÍA DEL PERÚ S.A. 11-09-2008
24 GTS MAJES, S.A.C. 28-06-2012
25 GTS REPARTICIÓN, S.A.C. 28-06-2012
26 HIDROCAÑETE S.A. 13-12-2011
27 HIDROELÉCTRICA HUANCHOR S.A.C. 09-05-2013
28 HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ SAC 10-02-2009
29 ILLAPU ENERGY S.A. 18-08-2011
30 KALLPA GENERACIÓN S.A. 10-06-2008
31 MAJA ENERGIA S.A.C. 16-02-2010
32 MAPLE ETANOL S.R.L. 30-05-2012
33 PANAMERICANA SOLAR, S.A.C. 30-10-2012
34 PARQUE EOLICO MARCONA S.R.L. 05-02-2014
35 PETRAMAS SOCIEDAD ANÓNIMA CERRADA 21-10-2011
36 SDE PIURA SAC 04-05-2012
37 SDF ENERGIA S.A.C. 05-03-2009
38 SHOUGANG GENERACIÓN ELÉCTRICA S.A.A. 19-06-2008
39 SN POWER PERÚ S.A. 10-06-2008
40 SOCIEDAD MINERA CORONA S.A. 19-06-2008 09-05-2013
41 SINDICATO ENERGÉTICO S.A. 26-03-2010
42 TACNA SOLAR S.A.C. 12-09-2012
43 TERMOSELVA S.R.L. 10-06-2008
44 TERMOCHILCA S.A.C. 15-07-2013
48. 48
Tabla 4.4. Transmisores
N. EMPRESA F. DE INGRESO F. DE RETIRO
1 ABENGOA TRANSMISION NORTE S.A. 12-10-2010
2 ABENGOA TRANSMISION SUR S.A 29-11-2013
3 COMPAÑIA TRANSMISORA NORPERUANA S.R.L 19-06-2008
4 CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA S.A. 19-06-2008
5 CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. 10-06-2008
6 ETESELVA S.R.L. 10-06-2008
7 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERÚ S.A. 10-06-2008
8 POMACOCHA POWER S.A.C. 31-10-2013
9 RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. 10-06-2008
10 RED ELÉCTRICA DEL SUR S.A. 19-06-2008
11 TRANSMISORA ELECTRICA DEL SUR SA 31-03-2014
4.3. Base Legal
Reglamento del COES
Decreto Supremo No 027-2008-EM Actualizado al 05 de mayo de 2011
Procedimiento Administrativo 16 A
4.4. Requisitos para ser miembro del COES
En el Artículo 3 del Reglamento del COES, se establecen las condiciones que deben cumplir los
Distribuidores a fin de que sean Integrantes del COES.
Para inscribirse en el registro de Integrantes del COES las instalaciones del Agente deben de contar con
el Certificado de Conformidad del Estudio de Operatividad, emitido por el COES según el Procedimiento
Técnico "Ingreso, Modificación y Retiro de las Instalaciones en el SEIN (PR-20)".
La empresa debe de solicitar su inscripción mediante carta dirigida a la Dirección Ejecutiva firmada por
el Representante Legal, adjuntando los siguientes documentos:
1. Formulario de inscripción en el Registro del COES debidamente completado. (“Ingresar
Datos” en http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/integrantes/registro.aspx), una vez ingresado los
datos realizar una impresión.
2. Copia de la Resolución Suprema de Concesión Definitiva o Resolución Ministerial o Directoral
que otorga concesión o autorización para desarrollar las actividades de Distribución.
3. Copia de la vigencia de poderes del representante legal de la empresa, expedida por Registros
Públicos, con una antigüedad menor a tres (3) meses de la fecha de presentación de la solicitud.
4. Copia del documento de identidad del representante legal de la empresa.
5. Dicha documentación deberá ser presentada de forma impresa a la sede del COES en Calle
Manuel Roaud y Paz Soldán N° 364, San Isidro. De no presentarse alguna observación en un
plazo máximo de 15 días hábiles el COES pronunciará la aceptación del Integrante mediante
carta emitida por la Dirección Ejecutiva para el acceso al Sistema de Registro de Integrante.
MODIFICACIÓN DE LOS DATOS DEL INTEGRANTE REGISTRADO
Para modificaciones de la razón o denominación social o del representante legal, deben seguir los
siguientes pasos:
1. Ingresar a Registro de Integrantes del COES con su usuario y contraseña proporcionada por el COES.
2. Efectuar la actualización de los datos y adjuntar los documentos escaneados como lo solicita el
formato web, los mismos que deberán ser enviados en forma impresa y suscrita en original a la
Dirección Ejecutiva del COES.
3. Formalmente el cambio surtirá efecto luego de que el COES revise la documentación sustentadora, la
encuentre conforme y lo comunique al Integrante vía correo electrónico. De haber observaciones
también serán comunicadas al Integrante para su subsanación.
49. 49
4. Para modificaciones de otros datos del Registro de Integrantes como: Domicilio Legal, Teléfonos,
Portal de Internet o Persona de Contacto, basta que estos sean debidamente registrados en el sistema.
Luego de ello se considerarán automáticamente como aceptados.
4.5.Información Adicional
Integrante Obligatorio y Voluntario
Los Integrantes Obligatorios del COES son todos los Agentes del SEIN que cumplen las siguientes
condiciones, según corresponda:
1. Los Generadores cuya potencia instalada sea mayor o igual a 50 MW.
2. Los Transmisores que operen sistemas de transmisión que pertenezcan al Sistema Garantizado de
Transmisión o al Sistema Principal de Transmisión, con un nivel de tensión no menor de 138 kV
y cuya longitud total de líneas de transmisión no sea menor de 50 kilómetros, de acuerdo con los
derechos otorgados.
3. Los Distribuidores cuya máxima demanda coincidente anual de sus sistemas de distribución
interconectados al SEIN, sea mayor o igual a 50 MW.
4. Los Usuarios Libres cuya máxima demanda contratada en el SEIN sea mayor o igual a 10 MW.
En los Integrantes Voluntarios son los Agentes que su libre elección, en el Registro de
Integrantes para adquirir la calidad de Integrante Registrado, debiendo permanecer en esta
calidad durante un periodo mínimo de tres (03) años.
Los Integrantes Voluntarios que deseen dejar de ser Integrantes Registrados, deberán
comunicarlo por escrito con una anticipación no menor de tres (03) meses, siempre que cumpla
con el periodo mínimo de permanencia de tres (03) años.
Responsabilidad del Integrante
Son deberes de los Integrantes Registrados:
1. Cumplir el Estatuto.
2. Entregar a la Dirección Ejecutiva la información que ésta requiera para el cumplimiento de sus
funciones, en la forma y plazos establecidos en los Procedimientos del COES correspondientes.
3. Cumplir las disposiciones del COES.
4. Pagar oportunamente los aportes que les correspondan según el presupuesto aprobado del COES.
5. Poner a disposición del COES, cuando corresponda, de manera oportuna y completa, los recursos
necesarios para constituir las garantías que respaldarán las TIE (Transacciones Internaciones de
Electricidad), para lo cual los Integrantes se sujetarán a los procedimientos que se establezcan
para su cálculo y cobranza.
6. Poner a disposición del COES, cuando corresponda, de manera oportuna y conforme a los
procedimientos que para tal efecto se aprueben, los recursos necesarios para pagar a los
administradores del mercado de los sistemas eléctricos interconectados de otros países previstos
en el RIIE, los importes que correspondan a las importaciones de electricidad.
7. Suministrar al COES, cuando corresponda, la información que éste requiera para la liquidación,
facturación, cobro y/o pago de los importes correspondientes a las TIE (Transacciones
Internaciones de Electricidad).
8. Los demás deberes que establezcan la LCE, el RLCE, el Reglamento, el Estatuto, los
Procedimientos del COES, las Normas Técnicas y las demás normas legales pertinentes.
En los Integrantes Voluntarios son los Agentes que su libre elección, en el Registro de Integrantes
para adquirir la calidad de Integrante Registrado, debiendo permanecer en esta calidad durante un
periodo mínimo de tres (03) años.
Los Integrantes Voluntarios que deseen dejar de ser Integrantes Registrados, deberán
comunicarlo por escrito con una anticipación no menor de tres (03) meses, siempre que cumpla
con el periodo mínimo de permanencia de tres (03) años.
50. 50
Derechos del Integrante
Son derechos de los Integrantes Registrados:
1. Formular pedidos al Directorio y a la Dirección Ejecutiva relacionados al COES y a las
decisiones que los órganos de gobierno del COES adopten.
2. Estudiar, revisar y/o proponer a la Dirección Ejecutiva los Procedimientos del COES que estimen
necesarios, y cualquier reglamento requerido para el funcionamiento del COES o para el
cumplimiento de sus funciones.
3. Impugnar en vía de reconsideración o apelación las decisiones que tome la Dirección Ejecutiva y
en vía de reconsideración o arbitraje los acuerdos que adopte el Directorio, conforme a los
procedimientos establecidos en los Artículos Décimo Primero y Décimo Segundo del Estatuto.
4. Someter a arbitraje las decisiones de la Asamblea, conforme a lo previsto en el Artículo Décimo
del Estatuto.
5. Participar y votar en la Asamblea, en la forma establecida en la Ley, el Reglamento y el Estatuto.
6. Ejercer el derecho de denuncia contemplado en el 34.1 del Artículo Trigésimo Cuarto del
Estatuto.
7. Participar y votar en la designación del Presidente del Directorio y del Director a ser designado
por los integrantes del Subcomité al cual pertenece.
8. Solicitar la remoción de cualquiera de los Directores por incurrir en las causales establecidas en el
Artículo 17.4 de la Ley y de acuerdo con lo señalado en el 34.1 del Estatuto.
9. Participar en la elaboración y aprobación de los reglamentos requeridos para el funcionamiento
del COES o para el cumplimiento de sus funciones.
10. Someter a los mecanismos de impugnación y de solución de controversias las divergencias que
pudieran tener respecto de las decisiones de la Asamblea, del Directorio y de la Dirección
Ejecutiva, conforme al procedimiento establecido en el presente Estatuto.
11. Tener acceso a la información administrada o producida por el COES sobre la operación del
SEIN, la planificación del sistema de transmisión y la administración del Mercado de Corto
Plazo.
12. Los demás derechos que establezcan la Ley, el Reglamento, el Estatuto, los Procedimientos del
COES, las Normas Técnicas y las demás normas legales pertinentes.
Consultas frecuentes
¿En qué momento se produce el cambio de datos en el registro?
Para el caso del cambio de denominación o razón social, o de representante legal, es a partir del
momento que el COES revisa y da por válida la documentación sustentatorios remitida vía el
sistema. Esto le será comunicado al integrante.
Para los otros casos, esto es automático.
En caso de cambio de representante legal, ¿qué sucede con los usuarios y contraseñas emitidos
por el COES para tales personas?
Hasta que no se produzca la aceptación de un cambio de representante, los Integrantes son
responsables de las modificaciones que se realicen con los datos de acceso a sus registros, que
fueron brindados a cada uno de sus representantes.
¿Cuántos representantes legales se pueden acreditar ante el COES?
Tantos como la empresa dese, siempre que cuente con las facultades suficientes
¿Qué tipo de poderes se requieren para representar a una empresa ante el COES?
El COES es una entidad privada, por lo que los poderes de representación ante autoridades del
sector público no son aceptables. Se recomienda que las empresas otorguen los siguientes
poderes a sus representantes: "Representar para todos los efectos a la empresa ante el Comité de
Operación Económica del Sistema (COES), pudiendo asistir con voz y voto a las asambleas que
se convoque, suscribir las actas que corresponda; presentar recursos de apelación y/o
reconsideración, presentar solicitud de arbitraje, y en general suscribir todos los documentos que
correspondan ante el COES.
¿A qué sede del COES se remiten los documentos de inscripción?
A la sede ubicada en la Calle Manuel Roaud y Paz Soldán N° 364, San Isidro.
52. 52
5.1. Reglas de Contratación
El COES desarrolla los procesos de contratación en base a procedimientos internos que permitan una
selección imparcial y objetiva.
El régimen legal aplicable a los contratos del COES es el del derecho privado. Las personas jurídicas
nacionales deberán acreditar su existencia y representación legal ante el Registro de Personas Jurídicas de
los Registros Públicos de Lima. Si la empresa fuera extranjera, deberá acreditar su existencia según lo
establecen las normas en su país de origen.
El COES cuenta con un Registro de Proveedores, en el cual se inscriben las empresas que tengan una
relación comercial con ella. Se emite una Credencial de Proveedor, el cual es válida por dos años,
posterior a ello, se solicita la renovación.
Es requisito para la presentación de ofertas que el proveedor se encuentre inscrito en el Registro de
Proveedores.
Con el propósito de tramitar, evaluar y recomendar la adjudicación de los procesos de mayor cuantía, el
Director Ejecutivo designa un Comité Evaluador.
El procedimiento de selección y contratación se realizará de acuerdo a lo siguiente:
1. Se elaborarán los Términos de Referencia para la invitación directa a los proveedores designados.
2. Se reciben las propuestas económicas y técnicas para su evaluación.
3. Se comunica a los proveedores la decisión del Comité Evaluador, coordinando con la empresa a
quién se le otorgó la buena pro la elaboración del contrato.
4. Pronunciarse sobre la gestión y los resultados económicos del ejercicio anterior.
5. A partir de la suscripción del contrato y emisión de la Orden se da inicio al servicio.
5.2. Requisitos de Inscripción en el Registro
1. Llenar el Formulario de Inscripción del Registro de Proveedores, según corresponda y acompañar
una carta de presentación a la atención del Director Ejecutivo, detallando los Bienes y Servicios
que ofrecen para el caso de Distribuidores y Representantes, necesariamente deberán indicar en
ellas las Firmas que representan y los productos que comercializan.
2. La documentación a presentarse, según sea el solicitante, es la siguiente:
a) Copia de la Escritura de Constitución Social de la empresa en el idioma del estado de origen,
visado por el consulado correspondiente, si la empresa es extranjera.
b) Testimonio o Copia Certificada del Acta de poderes del representante legal de la empresa, en
el idioma oficial del estado de origen, visado por el consulado correspondiente, si la empresa
es extranjera.
c) Testimonio o Copia Certificada del Acta de poderes del representante legal de la empresa, en
el Perú, visado por el consulado correspondiente, e inscrito en los Registros Públicos del
Perú.
d) Ficha de su Registro Único de Contribuyentes (RUC) o su equivalente.
e) Relación de los servicios ofrecidos.
f) Balance del Ejercicio anterior.
g) Memoria Anual Ejercicio anterior.
h) Relación de sus clientes indicando los servicios prestados.
i) Indicar los bancos donde mantiene cuentas.
53. 53
Formulario de Inscripción del Registro de Proveedores Del COES-SINAC
DATOS DE IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA
Razón Social
Registro Único de Contribuyentes
Capital Social
Número telefónico y de Fax
Dirección electrónica
Domicilio Legal
(Dirección, Ciudad, País)
DATOS DEL REPRESENTANTE LEGAL
2.1 Nombre y Apellidos
2.2 Documento de Identidad
2.3 Números Telefónicos
2.4 Dirección Electrónica
2.5 Domicilio Legal
(Dirección, Ciudad, País)
DOCUMENTOS QUE DEBEN INCLUIRSE EN LA INFORMACIÓN
3.1 Copia de la Escritura de Constitución Social de la empresa en el idioma del estado de origen, visado
por el consulado correspondiente, si la empresa es extranjera (*)
3.2 Testimonio o Copia Certificada del Acta de poderes del representante legal de la empresa, en el
idioma oficial del estado de origen, visado por el consulado correspondiente, si la empresa es extranjera
(*)
3.3 Testimonio o Copia Certificada del Acta de poderes del representante legal de la empresa, en el Perú,
visado por el consulado correspondiente, e inscrito en los Registros Públicos del Perú. (*)
3.4 Código de Registro Único de Contribuyentes (RUC) ó su equivalente.
3.5 Adjuntar una relación de los servicios que ofrecen.
3.6 Adjuntar la Memoria Anual reciente.
3.7 Estados Financieros del último año
REFERENCIAS COMERCIALES Y BANCARIAS
4.1 Adjuntar relación de sus clientes indicando los servicios prestados.
4.2 Indicar los bancos donde mantiene cuentas.
(*) Copia simple para participar en el Concurso. El ganador completará la información requerida.
Si el solicitante proporciona en forma satisfactoria la documentación correspondiente se procederá a su
inscripción, en el REGISTRO DE PROVEEDORES, en caso contrario ello le será comunicado al postulante,
haciéndole notar aquello que pudiera ser superado para proceder con la inscripción.
El proveedor está obligado a informar por escrito cualquier cambio de razón social, dirección y número
telefónico.
La documentación relacionada a la inscripción en el Registro de Proveedores será entregada en Calle Manuel
Roaud y Paz Soldán 364, San Isidro, Lima.
5.3. Listado de proveedores7
7
Ver apéndice virtual
54. 54
PLAN DE TRANSMISIÓN
En un proceso de planificación, se proyecta la demanda que son las necesidades y luego ver con que se
puede suplirla, y cuál es la mejor forma de hacerlo, a un costo mínimo.
1. El Sector Eléctrico Peruano
El sector eléctrico peruano está formado por empresas de generación, transmisión, distribución y usuarios
libres. La producción de energía es transportada por las redes de transmisión de alta tensión y luego de
distribución, para en última instancia llegar al consumidor final. Tales empresas conforman el Comité de
Operación Económica del Sistema (COES), el cual tiene por finalidad coordinar la operación de corto,
mediano y largo plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo,
preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como
planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.
Figura 1: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al año 2013.
PROPUESTA DEFINITIVA DE ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN 2015 – 2024
El PT8
es un estudio de periodicidad bienal, que tiene como objetivo la identificación de los
requerimientos de equipamiento de transmisión para un horizonte de 10 años, en este caso el periodo
2015-2024. En la elaboración del PT se han considerado diversos escenarios de crecimiento de la
demanda y la expansión de la generación.
El PT tiene dos productos principales, el Plan Vinculante 2020 y el Plan de Transmisión 2024.
El Plan Vinculante 2020 es el aquel conformado por proyectos cuyas actividades para su ejecución deben
iniciarse dentro del periodo de vigencia del PT, es decir entre los años 2015 y 2016.
El Plan de Transmisión 2024 incluye los proyectos no vinculantes, los cuales serán revisados en futuras
actualizaciones del Plan.
8
Plan de Transmisión
55. 55
El presente informe está compuesto por tres volúmenes:
- Volumen I: Corresponde al cuerpo principal del informe del PT, que comprende el Resumen
Ejecutivo, el proceso de planificación, premisas, datos, cálculos, análisis, resultados y
conclusiones del estudio.
- Volumen II: Que comprende los anexos al Informe, en los cuales se presenta información
detallada de los datos, cálculos, análisis y resultados del estudio. En este volumen se incluyen
también los archivos electrónicos de ingreso y salida de datos de los modelos utilizados
(PERSEO, DigSilent Power Factory, TOR y SDDP)
- Volumen III: Que comprende los anteproyectos del Plan Vinculante 2020 y del Plan de
Transmisión 2024 propuestos en el informe, en los cuales se presenta la ingeniería conceptual de
cada uno de ellos.
FIG.2: Cronograma de elaboración del Plan de Transmisión
El presente estudio es la Propuesta Definitiva de Actualización de Plan de Transmisión, y seguirá con el
proceso de opinión del OSINERGMIN y envío al MINEM para su aprobación tal como que se detalla en
el cronograma adjunto, hasta su aprobación por el MINEM.
Este PT tiene mejoras en relación al anterior Plan de Transmisión 2013- 2022, entre otras se puede
mencionar que: se han analizado 4 planes versus los 3 planes del anterior, se han considerado 5 futuros de
demanda versus los 4 del anterior, y se han considerado futuros de generación diferenciados por zonas,
adicionalmente a los criterios de diferenciarlos por tipo de tecnología y desarrollo de grandes proyectos
hidroeléctricos, como se hizo en el plan anterior.
Marco Legal
La actualización del Plan de Transmisión es elaborada por el COES como parte de las funciones de
interés público que le fueron asignadas por la Ley de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley
28832). Asimismo, en la elaboración del presente estudio se han seguido las indicaciones establecidas en
el Reglamento de Transmisión, D.S. N° 027-2007-EM, así como el documento de “Criterios y
Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión, R.M. N° 129-2009-MEM/DM.
56. 56
- Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N° 28832, julio 2006)
Asigna al COES la función de elaborar la propuesta del Plan de Transmisión, señalándola como
de interés público.
- Reglamento de Transmisión (DS N° 027-2007-EM, mayo 2007)
Establece los objetivos, alcances y contenido del Plan de Transmisión.
Indica la secuencia de actividades y las fechas para la elaboración del Informe de
Diagnóstico y el Plan de Transmisión.
- Criterios y Metodología Para la Elaboración del Plan de Transmisión (RM N° 129-2009-
MEM/DM, marzo 2009, La Norma)
Establece los criterios y metodología para la elaboración y actualizaciones del PT.
Alcances
Los alcances del Plan de Transmisión, según el Artículo 14° del Reglamento del Plan de Transmisión, son
los siguientes:
- Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven
en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de
forma exclusiva a la generación.
- Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del SEIN con los
Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas Aislados al SEIN.
- Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia fundamental para el
mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN.
Figura 3: Alcances Del Estudio Del PT
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2. Enfoque Integral De La Planificación
La planificación de la transmisión en el SEIN se lleva a cabo mediante un enfoque basado en
incertidumbres, a diferencia del enfoque tradicional determinístico, basado en una cantidad limitada de
escenarios.
En el largo plazo se parte de la premisa de que el futuro no está definido, sino que depende de variables
que están fuera del control del planificador llamadas “incertidumbres”. Estas variables, que afectan las
decisiones de expansión del sistema de transmisión, son la demanda, la oferta de generación, la
hidrología y los costos de combustibles.
El planificador no tiene que predecir con precisión el futuro y decidir el plan de expansión
(análisis determinístico), sino más bien acotar los rangos de las incertidumbres relevantes y tomar las
decisiones de expansión de la transmisión de manera que sirvan para todos los rangos
indicados (análisis basado en incertidumbres), o en su defecto para la mayor parte de ellos.
En la Figura siguiente se ilustra el rango de variación considerado para la demanda. Cada uno de los
puntos que muestran representa un “futuro”, que se define como una materialización de la
incertidumbre “demanda”. Como se puede observar, esta incertidumbre no solo varía en magnitud
sino también en ubicación geográfica De igual forma, en lo que respecta a la oferta de generación, para el
largo plazo se plantean futuros de oferta que cubran los futuros de demanda. Estos futuros de
generación se plantean considerando proyectos según su grado de maduración, tamaño, ubicación y
relevancia para la expansión de la transmisión. El efecto combinado de las incertidumbres de demanda y
oferta constituye el problema central de la planificación de la expansión de la transmisión en el Perú.
Para la incertidumbre de la hidrología, los futuros son planteados sobre la base de los datos históricos, en
tanto que para la incertidumbre de los precios de combustibles estos son planteados considerando
proyecciones de organismos especializados.
Fig. 4: Futuros de Demanda
Definidos los rangos de las incertidumbres mediante futuros extremos, se realiza un diagnóstico del
sistema de transmisión, analizando su operación en los futuros indicados, detectando problemas y
definiendo planes de transmisión candidatos que los solucionen.
Una vez definidos los planes, estos son evaluados mediante “atributos” que miden los beneficios de cada
plan candidato. Muchas veces los atributos son contrapuestos, es decir al mejorar uno, otro empeora. Por
esta razón, se utiliza un criterio multi-atributo de compromiso o Trade-Off, el cual consiste básicamente
en seleccionar el mejor plan desde el punto de vista de todos los atributos, y no de algún atributo en
particular.
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3. Metodología
El proceso de planificación se lleva a cabo para el año horizonte (año 2024), y un año intermedio (año
2020). En el año horizonte se definen las obras de transmisión desde un enfoque estratégico, definiendo
las características principales del sistema de transmisión, los niveles de tensión y las capacidades de este.
A este plan se le denomina “Plan de Transmisión 2024” o Plan de Largo Plazo. En el año intermedio se
determina que parte del plan de largo plazo se llevará a cabo como “Plan Vinculante”, es decir los
proyectos del plan cuyas actividades para su ejecución se iniciarán durante la vigencia del plan.
Finalmente, el Plan de Transmisión 2024 elegido es verificado al quinto año adicional (año 2029). En el
esquema siguiente se resume el proceso de manera general.
Fig. 5: Esquema general del proceso de planificación
El proceso de planificación en el año horizonte tiene cinco etapas principales: Planteamiento de Futuros,
Diagnóstico, Propuesta de Planes, Evaluación de los Planes y Verificación del Plan.
Figura 6: Proceso de planificación.
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4. Futuros y Escenarios (Demanda)
Zonas Eléctricas
Dadas las características geográficas del SEIN, en el que se identifican cuatro zonas de demanda
diferenciadas entre si y unidas por enlaces de transmisión, la nueva definición de estas zonas se realizó
en el estudio COES/DP-SPL-06-2013 “Definición de Zonas Eléctricas para el Análisis de la
Planificación del SEIN”. En resumen las zonas definidas son:
- Norte (delimitada por las subestaciones Chimbote y Kiman Ayllu hasta el extremo
norte),
- Centro – Costa (delimitada por las subestaciones: Paramonga, Huanza, Pachachaca,
Pomacocha, Independencia y Marcona.),
- Centro – Sierra (delimitada por las subestaciones: Huayucachi, Conococha, Oroya,
Carhuamayo, Campo Armiño y Huancavelica)
- Sur (delimitada desde las subestaciones Cotaruse y Ocoña hasta el extremo sur)
Las proyecciones de demanda global se basan en la proyección de dos grandes componentes, la demanda
econométrica y de las grandes cargas (Cargas especiales, Cargas Incorporadas, Proyectos, etc.).
Escenarios de proyección de demanda
Las proyecciones de demanda global se basan en la proyección de dos grandes componentes, la demanda
econométrica y de las grandes cargas (Cargas especiales, Cargas Incorporadas, Proyectos, etc.).
La primera componente, la demanda econométrica, basa sus pronósticos en estimaciones del PBI de largo
plazo, en el presente diagnóstico se construyeron 5 escenarios de PBI: Base, Pesimista, Optimista, Muy
Optimista y Muy Pesimista, dando lugar a un igual número de pronósticos econométricos.
De otro lado la segunda componente, las grandes cargas, es elaborada en base a la declaración e
información actualizada del sector de cada una de las grandes cargas. En los Anexos C1 y C2 se detalla
la metodología de la proyección de demanda utilizando el modelo econométrico y la encuesta a los
promotores de proyectos y ampliaciones de grandes cargas, para el periodo 2014-2024. En la Tabla
2 se muestra las estimaciones de PBI realizadas por la empresa Macroconsult, por encargo del COES.
Tabla 1: Calculo de proyecciones del PBI 2014-2024 (Macroconsult) sin proyectos mineros.
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Los proyectos y su ubicación por zonas (Centro, Norte y Sur) fueron obtenidos de las encuestas
realizadas a los propietarios y promotores de los nuevos proyectos en minería y/o industriales.
Tabla 2: Demanda de proyectos para el año 2024 de los 5 escenarios, en GWh
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Tabla 3: Demanda de proyectos del escenario Base para los años de análisis.
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Las proyecciones por tipo de carga para cada uno de los cinco escenarios de demanda: demanda
econométrica (vegetativa), grandes cargas (cargas especiales e incorporadas y proyectos), asimismo
algunos modelamientos especiales tales como autoproductores, consumos propios de centrales,
etc.
Tabla 4: Proyecciones por tipo de carga para cada uno de los escenarios de demanda.
Tabla 5: Tasa media de crecimiento en energía
(GWh) de la demanda total (periodo 2014-2024)
Tabla 6: Proyección de la demanda en energía y
potencia para el escenario base
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Fig. 7: Crecimiento de Demanda
Fig. 8: Demanda de Proyectos por zona 2015 – 2024, escenario de demanda base.
Nudos de demanda
A partir de los escenarios de demanda por zonas se puede construir Nudos de demanda que representen de
mejor manera la incertidumbre de la demanda, en cuanto a magnitud y ubicación. En la Tabla 7 se
definen 5 Nudos de demanda para las diversas zonas o agrupaciones de las mismas:
- Nudo de demanda 1: Considera el crecimiento muy optimista en las zonas Norte y Sur y un
crecimiento medio en las zonas Centro-Costa y Centro-Sierra.
- Nudo de demanda 2: Considera el crecimiento medio en todas las zonas del SEIN.
- Nudo de demanda 3: Considera el crecimiento muy optimista de la zona Centro-Costa
y un crecimiento medio de las zonas Centro-Sierra, Norte y Sur.
- Nudo de demanda 4: Considera el crecimiento muy pesimista en todas las zonas del SEIN.
- Nudo de demanda 5: Considera el crecimiento muy optimista de la zona Centro-Sierra
y un crecimiento medio de las zonas Centro-Costa, Norte y Sur.
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Tabla 7: Nudos de demanda año 2024
Fig. 9: Tasas de crecimiento de los Nudos de demanda 1, 2, 3 y 4.
Similar procedimiento para la definición de futuros de demanda se desarrolla para el año de corte 2020,
siendo los resultados los que se muestran la Tabla 8.
Tabla 8 Nudos de demanda 2020
Figura 10 Tasas de crecimiento de los Nudos de demanda 1, 2, 3 y 4
Desde el punto de vista del Plan de Transmisión es relevante observar para cada escenario de demanda los
proyectos mineros y su ubicación, ya que los mismos pueden dar origen a proyectos importantes en el
sistema de transmisión. En el presente plan se han considerado combinaciones de desarrollos de
proyectos por zonas del SEIN, asociados a cada futuro de demanda, de manera que se han
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abarcado Futuros desde muy pesimista hasta muy optimista, incluyendo combinaciones por áreas del
SEIN.
Tabla 10 Desarrollo de proyectos en cada futuro de demanda 2024
