Cabe destacar que el concepto de inflexibilidad operativa ha sido materia de análisis, de desarrollo, de debate, de incongruencias, de paradas, de retrocesos, de avances también, tiene sus orígenes con el génesis no sólo de la ingeniería, sino de otras disciplinas. Refiriéndonos en particular a las centrales eléctricas, cual fuere su tecnología, los avances no sólo en aspectos de resistencia de materiales, sino de mecanismos, calidad de fuentes primarias, elementos de control, mecánica de fluidos, electrónica de potencia, entre otros, han permitido que su operatividad sea cada vez más flexible. Dentro de lo primero se encuentra, finalmente, un conjunto de parámetros técnicos que califican y/o cuantifican la Inflexibilidad Operativa. Con relación a los antecedentes, abstrayéndolos del recorrido desde la LCE de Perú, para no ir muy atrás como las referencias a la Sociedad Industrial Santa Catalina en el libro Luz del Progreso (https://lnkd.in/eG9Kuvh). Cuando constituye el COES su Centro de Control en 1995, la expectativa en el SICN y SIS (luego SEIN) por conocer las bondades técnicas de los motores de combustión interna, turbinas a gas y turbinas a vapor fueron naturales; aquí empieza la historia y evolución del marco normativo técnico del que forma parte el DS 040-2017-EM (https://lnkd.in/d9fVPbi).

1. Inflexibilidades Operativas en Sistema Eléctrico
Peruano
Roberto Carlos Tamayo Pereyra1
Juan Carlos Lopez Lima2
A lo largo de los años, el subsector eléctrico peruano ha experimentado cambios importantes.
Hasta el año 2004 la matriz energética estaba compuesta en mayor proporción por energía
hidroeléctrica; es con la llegada del gas de Camisea que se incrementa el número de centrales
térmicas en el centro del país, que hizo que nuestro Sistema Eléctrico Interconectado nacional
(SEIN) se vuelva a hidro-térmico. El incremento de energía térmica para la producción de
electricidad nos lleva a tener en cuenta las inflexibilidades operativas de las máquinas, de manera
específica, la generación a mínima carga, con tiempos mínimos de operación, mínimos de
arranque, mínimos entre arranques, entre otros, que tienen un impacto directo en el despacho
económico del sistema y el buen uso de los recursos para la producción de electricidad, si estas
no se evalúan y supervisan de manera adecuada.
Al respecto, destaco que éste concepto, que ha sido materia de análisis, de desarrollo, de debate,
de incongruencias, de paradas, de retrocesos, de avances también, tiene sus orígenes con el
génesis no sólo de la ingeniería, sino de otras disciplinas. Refiriéndonos en particular a las
centrales eléctricas, cual fuere su tecnología, los avances no sólo en aspectos de resistencia de
materiales, sino de mecanismos, calidad de fuentes primarias, elementos de control, mecánica
de fluidos, electrónica de potencia, entre otros, han permitido que su operatividad sea cada vez
más flexible. Dentro de lo primero se encuentra, finalmente, un conjunto de parámetros técnicos
que califican y/o cuantifican la Inflexibilidad Operativa. Con relación a los antecedentes,
abstrayéndolos del recorrido desde la LCE de Perú, para no ir muy atrás como las referencias a
la Sociedad Industrial Santa Catalina en el libro Luz del Progreso (https://lnkd.in/eG9Kuvh).
Cuando constituye el COES su Centro de Control en 1995, la expectativa en el SICN y SIS (luego
SEIN) por conocer las bondades técnicas de los motores de combustión interna, turbinas a gas
y turbinas a vapor fueron naturales; aquí empieza la historia y evolución del marco normativo
técnico del que forma parte el DS 040-2017-EM (https://lnkd.in/d9fVPbi).
1. INTRODUCCIÓN
1
Egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería. Cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector eléctrico.
Ha sido Director General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, Asesor del Despacho del Vice Ministro
de Energía, así como director de diversas empresas del sub sector eléctrico. Ha sido Delegado de Perú ante la OLADE;
Director del CARELEC; representante, por el Ministerio de Energía y Minas y Osinergmin en los Comités Andino de
Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad de la CAN. Laboró en el Comité de
Operación Económica del Sistema. Labora actualmente en el Osinergmin. Docente de post grado y pre grado en
diversas universidades. Participa en calidad de expositor, en diversos eventos y talleres nacionales e internacionales
2
Egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería de la carrera de Ingeniería Eléctrica, fue asistente técnico en
Osinergmin. Actualmente, especialista en temas mercado eléctrico en la empresa EPower.

2. Existe una serie de conceptos que no solo son técnicos, sino que también son comerciales como,
por ejemplo, los contratos de largo plazo, aspectos que están vinculados a temas de generación
con RER, aspectos que vinculan a las centrales de Reserva Fría, del Nodo Energético, éstas
últimas máquinas convencionales que están presentes para momentos en que el sistema lo
requiera, que se construyeron por alguna razón; son varios los conceptos involucrados que,
aportan ciertos grados de inflexibilidad.
Los conceptos confluyen en la medida como evoluciona nuestro marco normativo, no solo dentro
del marco general, que da origen a la incorporación de las centrales RER al SEIN, sino también
al marco normativo técnico que a veces no es conocido ni muy debatido, solo se debate cuando
hay problemas en el sistema, que, de alguna manera es llevado a los medios, es más, hoy en
día no se habla mucho de los servicios complementarios que son de mucha importancia para el
sistema eléctrico.
El literal c) del artículo 13 de la Ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la
Generación Eléctrica, establece que el Comité de Operación Económica del Sistema (COES)
tiene como función de interés público, 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 Mercado de Corto Plazo. Las Inflexibilidades Operativas de
las unidades de generación constituyen información relevante del Mercado Mayorista de
Electricidad, al tener impacto en las compensaciones que van a sufragar los Participantes por
sus Retiros.
A propósito, se desarrolló un estudio en el año 2008 cuyo nombre es “Auditoria de las
Restricciones Operativas de las Unidades del SEIN despachadas por el COES”, donde el
OSINERGMIN detectó que la coordinación de la operación en tiempo real realizada por el COES-
SINAC estaba regularmente afectada por restricciones operativas de las unidades de generación
que limitaban la adecuada aplicación de los principios de eficiencia en la operación del sistema
al menor costo. En éste se analizaron diversos temas de la información declarada por los
generadores respecto a las restricciones identificadas: Tensión, Mínimo Técnico, Tiempo Mínimo
de Operación y Tiempo Mínimo entre Arranques Sucesivos, entre otros. En base al resultado del
análisis, se propusieron y efectuaron las auditorias de campo a las centrales CH Huinco, CT
Mollendo, CT Ilo 2, CT Malacas y CT Ventanilla. Así mismo, concluye que resulta prioritario para
el Regulador/Supervisor contar con las herramientas necesarias para cumplir efectivamente sus
funciones de supervisión y fiscalización de las obligaciones que tienen los agentes que operan
en el mercado eléctrico, en particular las disposiciones contenidas en el Artículo 31 b) de la Ley
de Concesiones Eléctricas, a fin de garantizar la calidad, seguridad y eficiencia del servicio;
siendo éstos últimos objetivos preponderantes, es necesario resolver de manera técnica las
limitaciones derivadas de las restricciones operativas de las unidades de generación
despachadas por el COES SINAC al mismo tiempo establecer la prelación normativa que regule
los instrumentos que permitan al regulador ser eficaz en el cumplimiento de sus funciones y
concretar los objetivos establecidos por ley.
2. UNA VISIÓN GENERAL
A. Penetración de las Energías Renovables
Si se incrementa la inserción de centrales no convencionales RER al SEIN, se tiene que pensar
en una especie de servicios auxiliares y la creación de mecanismos propios que puedan prestar

3. los elementos existentes para poder manejar las variables de control que son la frecuencia y
tensión.
Se requiere flexibilidad en el uso de la energía generada ya que la demanda y la generación no
son iguales en tiempo real.
Además, se debe tener en cuenta la importancia del margen de error de los pronósticos de la
producción de electricidad por parte de las RER, La exactitud de los pronósticos de la generación
de energías renovables es clave para que el despacho vinculante funcione y mejore esta
exactitud mientras que las operaciones en tiempo real se aproximan o añade almacenamiento
para un mejor rendimiento.
En todas las etapas, pero especialmente entre el despacho inicial y las operaciones en tiempo
real, es importante tener incentivos para pronósticos más precisos del rendimiento de las plantas
de energías renovables y así minimizar el costo de fuentes alternativas cuando esos activos
renovables no generan lo previsto.
También debemos poner nuestras miradas a los avances de la tecnología, a diferencia de
generadores convencionales, hoy en día las baterías son capaces de reaccionar a desajustes
del sistema casi inmediatamente, activándose completamente en menos de 30 segundos lo cual
se requiere para participar en la Regulación Primaria de Frecuencia. Entonces, debe existir un
consenso entre los agentes de la industria donde se genere un mercado de servicios
complementarios con reformas considerables para incentivar soluciones flexibles, mayor
incorporación de las tecnologías de almacenamiento y plantas de energías renovables.
Sabemos que en chile nuestro país vecino, se está investigando mucho sobre si las centrales
solares pueden contribuir con la regulación primaria de frecuencia (RPF).
Entonces estos servicios de alguna forma deben definirse en el sistema eléctrico peruano, el
cómo se van a presentar, si es como parte de un mecanismo de mercado o como una situación
obligatoria, en el país la RPF es obligatoria y la RSF si tiene mercado.
Si los agentes perciben que los servicios complementarios son remunerados, inmediatamente
invertirán en instalaciones que se adapten y que sean más flexibles al tema en cuestión, por
ejemplo, las Centrales Térmicas cuentan con calderos que tienen unos domos que a veces se
inyectan fuego directo a la parte superior para aumentar un poco más de vapor y eso hace que
se genere un poco más de potencia de un ciclo combinado y si no se les paga por hacer ese
servicio entonces los agentes no van a reforzar su domo, si fuera el caso contrario, el
inversionista al saber que va recibir una remuneración lo primero que haría es reforzar sus
instalaciones o volverla más flexible con la finalidad de obtener una mayor rentabilidad.
Dada las dificultades técnicas que existen para almacenar energía, los sistemas eléctricos
pueden acomodar una cierta participación de las llamadas tecnologías INFLEXIBLES (no puede
despachar a voluntad) y tecnologías FLEXIBLES que aseguren que la generación se acomoda
a la carga en cualquier momento.
En los sistemas eléctricos convencionales, las tecnologías de carga base ocupan el nicho de las
INFLEXIBLES, mientras que las de carga pico como la hidroeléctrica con embalse de
almacenamiento por horas o por temporadas, las turbinas de gas ocupan el nicho de las
FLEXIBLES.
En cambio, los sistemas de energía renovable, las tecnologías no controlables, como la eólica,
solar entre otros ocupan el nicho de las INFLEXIBLES (Documento de debate No. IDB-DP-292
del BID)

4. En la Fig. N°1 podemos observar la flexibilidad de los sistemas eléctricos convencionales.
Fig. 1. Comparación entre Flexibilidad y Costos Operativos
B. Las Inflexibilidades Operativas en el SEIN
 CASO C.T. ILO 1
Las inflexibilidades operativas siempre han existido, por ejemplo, un caso de un mínimo técnico
que dependía de un vapor residual proveniente de los procesos de la SPCC para la C.T. Ilo 1,
allá por los años 1995, cuando se comenzó a desarrollar y explicar por qué esta central debería
estar siempre presente en el sistema desplazando energía hidráulica.
Su presencia impactaba en los otros agentes, estaba desplazando agua lo cual esto significaba
que talvez la C.T. Ilo1 tenía que pagar, si quería entrar a generar al sistema, entonces este caso
sería un costo negativo.
 CASO C.T. VENTANILLA
Otro caso sucedió en la C.T. Ventanilla que empezó como ciclo simple, pero evoluciono a ciclo
combinado, pero cuando se proyectó a ser ciclo combinado los responsables de este proyecto
decidieron no adoptar un Damper, dispositivo que separa los gases calientes a la entrada al
caldero. No se instaló este dispositivo, por lo tanto, cuando había una falla en la central, toda la
central salía fuera de servicio. Como la generación es un negocio de riesgo, se pensó en ahorrar
en este dispositivo y después se vería que pasa. Fue más el impacto que produjo que su propio
compromiso, finalmente tuvo que adaptar el Damper a su máquina para hacerla más flexible a la
operación del sistema, entonces podemos decir que cada paso que se da, va siempre con un
análisis económico.
 CASO C.T. AGUAYTÍA
La central Aguaytía, es una central que está casi en un sistema radial con la ciudad de Pucallpa
si ocurre una falla en una de las líneas principales que hace que la C.T. Aguaytía quede en un
sistema aislado, puede ocurrir un colapso en el sistema, ya que la Central no puede operar en
sistema aislado. Entonces en su momento se le pregunto a la C.T. de Aguaytía si podía generar

5. en sistema aislado y la respuesta fue negativa por lo cual decimos que la maquina es inflexible
a este modo de operar.
En este caso no era que se degradaba la vida útil de la máquina, sino que había un tema al que
aludían y este era, las emisiones de NOx había mucha inestabilidad de flama, entonces decían
que era perjudicial al medio ambiente.
C. Aproximándonos a una definición
La(s) Inflexibilidad(es) Operativa(s) (IO) se define como la “restricción operativa de una central o
unidad de generación derivada de sus características estructurales de diseño”.
Las restricciones consideradas como IO son aquellas que se señalan en las fichas técnicas
aprobadas por el COES e incluye a la Generación Mínima Técnica definida en la Norma Técnica
de Coordinación de la Operación en Tiempo Real (NTCOTR).
Con relación a las inflexibilidades en la cadena de suministro de energía, existen una serie de
inflexibilidades operativas en el sistema eléctrico, en la Fig. N°2 se muestra algunas que se ha
podido reconocer en el sistema eléctrico.
Fig. 2 Inflexibilidad en el Sistema
También podemos clasificarlos de la siguiente manera. (Ver Fig. N°3)
Fig. 3 Inflexibilidad en el Sistema
3. DEFINICIONES
Al referirnos a las Inflexibilidades Operativas de los Sistemas Eléctricos se involucran una serie
de términos que se debe conocer muy bien.
Si bien es cierto el termino inflexibilidad Operativa está presente en muchos casos ya sea en la
parte operativa o económica del sistema eléctrico, para el presente trabajo se considera lo
INFLEXIBILIDADES
Generación
Convencional Carga Minima
No Concencional Intermitencia
Transmisión Congestion de las Lineas
Carga Demanda no Gestionable
Aspectos
Carga Minima
Tiempos Minimos
Velocidad de Toma de Carga
Modos de Operación
Caudal Ecológico
Caudal Máximo
etc
Volumen máximo
Trayectoria de Volumen Max/Min
Comercial
Inflexibilidades
Regulacion Secundaria de Frecuencia
Control de Tensión
Operativo
Declaracion de Inflecibilidades "a interes del
Generador"
Normativo
Sociales
Ambientales
Caracteristicas
de la unidad
Condiciones de Uso
Tecnologico
Regulacion Primaria de Frecuencia

6. definido en las normas peruanas, definidas por el DS 040-2017 y las que están plasmadas en la
Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N°161-2019-OS/CD.
A. Potencia Mínima
Conforme a lo indicado en el ítem 16 del Anexo Nº1 de la NTCOTR, se refiere a la potencia
mínima que puede generar una unidad en condiciones de operacional normal.
B. Tiempo Mínimo de Operación TMO (horas)
Es el intervalo de tiempo mínimo, medido en horas, referido al tiempo que una Unidad de
Generación debe operar en forma continua, desde el momento en que la unidad entra en
sincronismo con el sistema hasta el momento en que sale de sincronismo.
C. Tiempo Mínimo entre Arranques TMA (horas)
Es el intervalo de tiempo, medido en horas, referido al tiempo desde que la Unidad de Generación
(estado normal) de la Unidad de Generación.
Consta de dos (2) valores, uno para estado normal y otro para estado de emergencia, cuyo valor
deberá ser inferior al valor en estado normal y será definido en las correspondientes Notas
Técnicas del COES.
D. Tiempo de Arranque
Es el intervalo de tiempo, medido en horas, desde la orden arranque emitida por el COES, hasta
que la unidad se pone en sincronismo con el sistema.
E. Reserva Rotante
Se refiere a la diferencia entre la sumatoria de las capacidades disponibles de las unidades
sincronizadas y la sumatoria de sus potencias entregadas al Sistema, ambas en un momento
dado.
F. Reserva Fría
Se refiere a la potencia total disponible de los grupos generadores en reserva que se encuentran
fuera de servicio, según lo establecido por la NTCOTR.
G. Regulación Primaria de Frecuencia
Reserva rotante de las centrales que responden automáticamente a variaciones súbitas de
frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la central debe ser
sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos.
H. Regulación Secundaria de Frecuencia
Reserva rotante de las unidades o centrales calificada para este propósito y que responden a las
variaciones de generación por regulación automática o manual y sostenible al menos durante 30
minutos.
I. Margen de Reserva
Potencia instalada de generación eléctrica que no está siendo utilizada en un determinado
momento y que, por tanto, puede ser utilizada bajo unas determinadas condiciones en caso de
ser necesaria.
J. Energía Intermitente
Es aquella que no puede ser suministrada continuamente debido a factores no controlables.
Producen electricidad intermitentemente porque depende de las condiciones meteorológicas.

7. 4. MARCO REGULATORIO
Cabe mencionar que las dos leyes más importantes en el Sector Eléctrico, la Ley de Concesiones
Eléctricas (LCE – Ley 25844) y la Ley del Desarrollo de la Generación Eficiente (LADEGE – Ley
28832) y sus respectivos Reglamentos no consideraron el Termino de Inflexibilidades
Operativas, es en el año 2011, que mediante el DS N°027-2011-EM aparece por primera vez, a
partir de entonces se empieza a realizar una serie de modificaciones en las leyes más
importantes del sector, así como en normas y procedimientos técnicos esto debido a que en el
camino surgieron problemas de índole técnico y económico, que afectaban la parte operativa y
económica del sistema.
A. Procedimiento Técnico N°20 del COES
La obligación de presentar la información a ser utilizada en la programación de la operación, y
en particular sobre los parámetros de inflexibilidades operativas, se implementó a través del
Procedimiento Técnico N° 20 del COES (“Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el
SEIN”, en adelante PR-20). Actualmente, en dicho procedimiento se establece que los titulares
de las unidades de generación deben de informar al COES las características técnicas (incluido
las Inflexibilidades Operativas) de acuerdo a lo especificado en las fichas técnicas, como parte
de los requisitos para obtener el Certificado de Operación Comercial.
Con relación a la vigencia de la información de las inflexibilidades operativas, el PR-20 establece
que ésta tendrá un “periodo mínimo de vigencia de 4 años” y “podrá ser modificada antes de este
plazo únicamente cuando la unidad de generación entre en servicio después de un
mantenimiento mayor (overhaul) o de una repotenciación, o después de una conversión a ciclo
combinado, o en general cuando las premisas técnicas que sustentan dichas inflexibilidades
varíen en forma relevante.” El COES podrá disponer la cancelación de la Operación Comercial
de la unidad o central de generación cuando la documentación y/o información remitida por la
empresa titular sea incorrecta.
En el PR-20 para el caso de la presentación de las Fichas Técnicas, se señala que las
Inflexibilidades Operativas deben ser sustentadas; sin embargo, no se indica en que consiste el
sustento.
B. Decreto Supremo 040-2017-EM
El Decreto Supremo Nº 040-2017-EM publicado el 13 de diciembre de 2017, modificó entre otros,
el artículo 96° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Reglamento LCE), sobre la
información de las unidades de generación utilizada para la programación de la operación, entre
ellas, las que implican una Inflexibilidad Operativa.
Como parte de la modificación del artículo 96° del Reglamento, el Decreto Supremo Nº 040-
2017-EM estableció en el segundo párrafo de la modificación del citado artículo, que la
información de las unidades de generación correspondiente al tiempo de arranque, a la potencia
mínima, al tiempo mínimo de operación y del tiempo mínimo entre arranques, a ser usada en la
programación de la operación, así como cualquier otra de naturaleza similar que implique una
Inflexibilidad Operativa de la unidad de generación, será entregada con el respectivo sustento
técnico al COES y a Osinergmin, pudiendo este último disponer las acciones de supervisión y/o
fiscalización correspondientes.
Es decir, se establece de manera explícita que Osinergmin es el encargado de realizar las
acciones de supervisión y/o fiscalización. Asimismo, dicho Decreto Supremo busca contar con
un procedimiento que establezca las reglas y los plazos para que se supervise la información

8. reportada por las empresas de generación integrantes del COES, respecto a sus Inflexibilidades
Operativas, con la finalidad de garantizar la confiabilidad y transparencia de las compensaciones
que realizan los participantes del MME.
De no remitir el Generador la información señalada anteriormente, o si Osinergmin determina su
inconsistencia, las Inflexibilidades Operativas del Generador serán comunicadas por Osinergmin
al COES, sin perjuicio de las acciones legales que correspondan. En los casos que estime
pertinente, el Osinergmin podrá solicitar la opinión sustentada del COES a los valores propuestos
por el Generador.
Asimismo, la segunda disposición complementaria transitoria del Decreto Supremo N° 040-2017-
EM, estableció que, en un plazo de seis (06) meses, Osinergmin aprueba el procedimiento para
la aplicación de lo dispuesto en el segundo párrafo del artículo 96° del Reglamento. Este
procedimiento ya se encuentra vigente.
C. Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N°161-2019-OS/CD.
Procedimiento para la Supervisión de los Parámetros de las Inflexibilidades
Operativas de las Unidades de Generación del SEIN
Su corolario más relevante radica en lo dispuesto en su numeral 6, específicamente en el ítem
6.3. Será materia, en otro artículo, su explicación, aunque su interpretación literal se expresa por
si sola.
Artículo 6°. – Lineamientos para la elaboración de la IST
(…)
6.3.- sin perjuicio de lo indicado en los numerales precedentes, los IST deben cumplir con lo
siguiente:
I. las inflexibilidades operativas deben estructurarse y corresponder específicamente a
las características propias de la clasificación por tecnología expresada en la Tabla 1
del Anexo 1 del presente procedimiento.
II. las inflexibilidades operativas deben corresponder a limitaciones físicas basadas en las
características estructurales de diseño de la Unidad de Generación.
III. los argumentos de sustento de las inflexibilidades operativas deben referirse a causales
de índole técnica, que demuestren específicamente que las mismas influyen
directamente en la magnitud de los parámetros de estas.
IV. hacer referencias a normas y estándares internacionalmente aceptados
Los sustentos que expongan los Generadores en lo relativo a los ítems II y III, deben estar
acreditados con documentación emitida por el fabricante de los correspondientes equipos.
5. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA DE LAS INFLEXIBILIDADES OPERATIVAS
Desde el 2004 en adelante en el sistema interconectado se ha venido incrementando el número
de unidades de generación que de manera casi frecuente se encuentran impedidas de despachar
debido a problemas de restricciones operativas declaradas ante el COES, que son restricciones
por razones de tensión, mínimo técnico, tiempo mínimo de operación, tiempo mínimo entre
arranques sucesivos y operación por regulación primaria de frecuencia. Estas restricciones a su
vez tienen un impacto económico en el sistema, incrementan el costo operativo y afecta

9. directamente la seguridad y eficiencia de la operación del SEIN, por lo que se debe identificar
con precisión las causas reales de tales restricciones
A. Inflexibilidades Operativas de Centrales Térmicas
Las inflexibilidades de las centrales de generación, además de afectar el despacho a mínimo
costo, generan costos operativos, los mismos que son recuperados mediante la transferencia de
ingresos a los titulares de dichas centrales.
Inicialmente, el costo de las inflexibilidades operativas era asumido por los generadores, pero a
partir de julio de 2016, con la aprobación del Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad
(MME), dicho costo sería asumido por los compradores en el mercado mayorista. En el artículo
7 del DS N° 026-2016-EM se señala que “los Participantes compradores en el MME pagan los
costos derivados de las Inflexibilidades Operativas en proporción a los Retiros efectuados.”
Debido al impacto que las Inflexibilidades Operativas tienen en la operación eficiente del sistema
y el monto a compensar por los compradores del mercado mayorista, resulta relevante la
necesidad de verificar o validar la información sobre las Inflexibilidades Operativas que reportan
las empresas de generación al COES.
Es entonces que las Inflexibilidades Operativas se traducen en compensaciones que son
asumidas por los agentes del sistema, a través del reconociéndose del costo por consumo de
combustible adicional en las rampas de incremento y disminución de generación, entre otros.
Su efecto en el despacho de generación, es que cuanto mayor es la magnitud del TMO y TMA,
mayor es el condicionamiento a mantenerlas operando, lo cual conlleva a un desplazamiento de
otras centrales que compiten con ellas. Este efecto se produce por la formulación matemática
del despacho económico.
La ineficiencia económica tiene que ver con la inflexibilidad operativa, en la Fig. N°4
procederemos a dar una breve descripción.
Fig. 4 Inflexibilidades Operativas
1. La central tiene orden de arranque por el operador del sistema que es el COES.
2. La central sincroniza con el sistema.
3. Luego el operador ordena a la central subir de carga (rampa de carga).

10. 4. La central está a plena a carga, cuando la central está a plena carga se encuentra a
disposición del operador para que despache según lo requerido por el sistema.
5. El operador ordena la parada, llega un momento en que la central no es necesaria, debido
a que hay más agua, tal vez otra central más eficiente que ya está disponible, podría ser
que la demanda bajo o el caso que estamos entrando a la hora de madrugada, entre otros
factores que hacen que la central no sea necesaria en el despacho.
6. Rampa de descarga
7. La central opera a carga mínima, una vez dada la orden de parada a la central por parte
del COES, esta debería salir fuera de servicio, pero una C.T. después de haber operado
una cierta cantidad de horas no puede parar instantáneamente y salir fuera de servicio.
Por eso la central se va a carga mínima.
B. Problemática operativa en el futuro
Nuestro país al año 2018 de acuerdo a la producción de Energía por Tipo de Generación cuenta
con 3% Eólica y 1% Solar (Ver Fig. N°5), sabemos que se tiene un límite establecido para la
penetración de energías RER al SEIN por DL N° 1002 (DL de promoción de la inversión para la
generación de electricidad con el uso de energías renovables), que menciona en su artículo 2:
“El Ministerio de Energía y Minas establecerá cada cinco (5) años un porcentaje objetivo en que
debe participar, en el consumo nacional de electricidad, la electricidad generada a partir de RER,
no considerándose en este porcentaje objetivo a las centrales hidroeléctricas. Tal porcentaje
objetivo será hasta el cinco por ciento (5%) en cada uno de los años del primer quinquenio.
Para efectos del presente Decreto Legislativo, se entiende como RER a los recursos energéticos
tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico y mareomotriz. Tratándose de la energía
hidráulica, cuando la capacidad instalada no sobrepasa de los 20 MW.”
Fig. N° 5
Si en nuestro país se implementa políticas en la cual se proponen diversificar la matriz energética
dentro de las cuales se busca llegar a un 15% o 20% de penetración RER al SEIN, entiéndase
Solar y Eólico, las preguntas que nos haríamos son:
¿Cuáles son los impactos técnicos y económicos al Sistema?
¿Ventajas y Desventajas en el Corto Plazo y Largo Plazo?
Estas energías debido a las condiciones meteorológicas son intermitentes por consiguiente lo
producción de electricidad tiene mucha variabilidad y en nuestro país, no se ha notado una
complementariedad entre estas dos fuentes de energía, lo cual es un problema para el sistema,

11. si bien es cierto a la fecha no se nota un gran impacto al SEIN, en el futuro o si se propone llegar
a tener un sistema con una penetración de energía RER a más del 20%, se presentaran
problemas técnicos, comerciales que desde ya se tiene que ir pensando en posibles soluciones
que se acomoden acorde a nuestra realidad.
Seguidamente mostraremos la oferta y demanda del día 14 de enero del 2109, para analizar el
comportamiento de ambas variables.
En la Fig. N° 6 observamos la producción de energía por tipo de recurso, podemos notar que la
eólica tiene una producción casi constante durante el día, mientras la curva de producción de la
energía solar empieza alrededor de las 6:00 am y termina cerca de la 6:00 pm, como se menciona
anteriormente no causa gran impacto al sistema debido a que el porcentaje de penetración es
muy pequeño y no se nota una complementariedad entre estas dos fuentes.
Ahora observamos el despacho ejecutado del día 14 de enero del 2019(Ver Fig. N°7) y podemos
decir que nuestra curva de carga casi se está aplanando, antes la MD se presentaba entre las
5:00 pm y 11:00 pm, sin embargo la figura nos muestra algo distinto, puede que sea por aumento
de la temperatura pero también debemos analizar la normativa peruana, ya que se tiene definido
las Horas Punta y Fuera de Punta donde las tarifas son distintas que en su mayoría de casos los
empresas industriales llevaron a consumir electricidad en Horas Fueras de Punta para reducir
costo en cuanto pago por energía entonces no necesariamente esto que observamos se está
dando por incremento de temperatura o por algún otro fenómeno, se tendría que estudiar las
normativas actuales y ver si se pueden realizar algunos cambios para poder gestionar la
demanda y no tener conclusiones equivocadas respecto de lo que está pasando en nuestro
sistema eléctrico.
Fig. N°6 Producción de energía por tipo de recurso
Fig. N°7 Producción de energía por tipo de recurso

12. 6. COMPENSACIONES POR INFLEXIBILIDADES OPERATIVAS.
El costo de las Inflexibilidades Operativas, que se traducen por ejemplo en mayores costos de
combustibles, es asumido en pagos mensuales por los compradores en el Mercado Mayorista,
compuesto por los generadores, distribuidores y grandes usuarios, en la proporción a los retiros
efectuados dentro del mes en evaluación.
Los costos por Inflexibilidades Operativas en los que incurren las unidades de generación se
encuentran establecidos en el PR-33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las
Unidades de Generación Térmica”, y son los siguientes:
1. Costos de arranque – parada y de baja eficiencia en Rampas Incremento y Disminución de
Generación (CCbef).
Comprende los costos por consumo de combustible dentro del proceso de arranque-parada
y de baja eficiencia en las Rampas de Incremento y Disminución de generación.
2. Compensación por el Costo de mantenimiento por arranque-parada (CCMarr)
3. Costo por Consumos de Combustibles Adicionales en las Rampas de Incremento y
Disminución de Generación (CCCadic).
Se refieren a los costos por consumo de combustible dentro de la rampa de carga a partir
de la generación mínima técnica hasta la potencia efectiva.
4. Compensación de Costos Variables de Unidades de Generación no Cubiertos por el Costo
Marginal de Corto Plazo (CCV).
Comprende los costos variables no cubiertos de una unidad de generación, ya que a pesar
de que sus costos variables son mayores que los costos marginales, esta unidad tienen que
seguir operando a su potencia mínima hasta que culmine su TMO. En ese sentido, mayores
valores de TMO conllevaran a mayores compensaciones económicas por CCV. Una
ilustración del CVV se muestra en la Fig. N° 8.
7. EVIDENCIAS DEL PROBLEMA
A. Montos importantes por compensación a operación a mínima carga.
La compensación anual por operación a mínima carga ha fluctuado entre 98 y 76 millones de
soles entre el 2013 y 2017 (Ver Fig. N°9). Asimismo, como se aprecia que las unidades de
generación térmica de los grupos A, B y C representaron el 71% del total del monto por
compensaciones para dicho periodo.
Fig. 8 Compensación Económica

13. Fig. 9 Compensación por operación a mínima Carga y por grupo de empresas
B. Declaraciones de Inflexibilidades Operativas por encima de los valores
referenciales a nivel mundial.
Los valores de las Inflexibilidades Operativas declarados para centrales de cierto tipo de
tecnología son más de 40 veces los parámetros de las inflexibilidades operativas aprobados por
la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). En efecto, como se aprecia en la Fig N°5, el
Tiempo Mínimo de Operación (TMO) declarado por los titulares de algunas centrales de ciclo
combinado es de 168 horas, el cual contrasta con un valor de 4 horas aprobado por la FERC
para centrales de la misma tecnología. Asimismo, en la Fig. N°4 se aprecia que los valores
declarados del TMO para las centrales de ciclo combinado superan ampliamente a los de una
central de vapor que consume combustible residual, que se entiende que son centrales a vapor
caracterizadas por una alta inflexibilidad operativa, superior a un central de ciclo combinado.
De igual forma, en las declaraciones del TMA se habría declarado valores mayores a los
referenciales de las unidades de generación de ciclo combinado, aunque de forma menos
generalizada (ver Fig. N°6). Asimismo, los valores declarados para las centrales de ciclo
combinado son ampliamente superiores a los de una central de vapor que consume combustible
residual, lo cual como se mencionó no es técnicamente posible.
Fig. 5. TMO declarado y valores referenciales de la C.T. de CC y valores de una turbina de vapor

14. Fig. 6. TMA declarado y valores referenciales de las C.T. de CC y turbina de vapor
C. Denuncias por inflexibilidades elevadas.
La magnitud de Inflexibilidades Operativas de las unidades de generación de algunas plantas de
generación puede ocasionar que el costo operativo del SEIN se incremente, al extremo de
haberse recibido una denuncia sobre la información de sustento y su procesamiento de algunas
empresas integrantes del COES. Es a fines del 2017 que un grupo de empresas de generación
hidroeléctrica presentaron una denuncia administrativa ante el Osinergmin contra las empresas
X, Y, Z y el COES con la finalidad que la Gerencia de Supervisión de Energía del Osinergmin
(“GSE”) realice una acción de supervisión respecto a las Inflexibilidades Operativas presentadas
por las generadoras denunciadas.
Al respecto, las Inflexibilidades Operativas presentadas por las empresas de generación térmica
a gas natural X, Y y Z. Estas últimas habían indicado que tanto el tiempo mínimo de operación
(TMO) como el mínimo técnico entre arranques (TMA) para cada una de sus generadoras que
operan en modo 1x1 (unidades TG1 y TV) es de 168 horas, lo cual es superior al valor referencial
de 4 horas.
En base a lo expuesto, las empresas denunciantes solicitaron al Osinergmin que inicie una acción
de supervisión por incumplimiento de las normas relativas a la operación del SEIN.
D. Información de la potencia mínima real presentada por la Empresa Y
En el caso de la C.T. αβ1 (ver Fig. N°7), que opera en ciclo combinado, las potencias de las
unidades TG (1 y 2) alcanzaron valores de generación estables por debajo de la mitad de la
potencia mínima declarada al COES a través de las fichas técnicas.
De acuerdo a lo presentado en el informe de la empresa Y, las potencias mínimas de las unidades
TG declaradas al COES en sus fichas técnicas son inconsistentes. Asimismo, extrapolando los
resultados de las unidades TG que conforman el ciclo combinado de la C.T. αβ1 a otras unidades
de generación de similares características conllevaría a concluir que también las potencias
mínimas de dichas unidades serían menores a las informadas por sus titulares, lo cual estaría
conllevando a generar una deficiente programación del despacho económico y compensaciones
excesivas por esta Inflexibilidades Operativas.

15. Fig. 7. Comparación entre la potencia mínima real y lo declarado en la ficha técnica correspondiente a la C.T. αβ1
8. CAUSAS Y EFECTOS DEL PROBLEMA
De acuerdo a los procedimientos COES, para la programación de la Operación de Corto Plazo
en los modelos se deben considerar mínimamente las siguientes restricciones.
Centrales Térmicas: Límites entre su Generación Mínima Técnica y la máxima potencia que
puede entregar la central tomando en cuenta toda condición que le cause una reducción de
potencia, tales como las condiciones ambientales.
Ciclos Combinados: Modalidades de operación que respeten sus tiempos mínimos de operación
y fuera de operación, así como los costos asociados a cada modo operativo.
Reserva Rotante: Representación de los requerimientos de Reserva Rotante para Regulación
Primaria y Secundaria de Frecuencia.
El objetivo de la programación de la operación de Corto Plazo es determinar el menor costo total
de operación del SEIN, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el
mejor aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles. Lo cual implica que la referida
programación considere la operación de Unidades de Generación, minimizando el costo incurrido
en la generación incluido el Racionamiento, durante un periodo de tiempo determinado y
considerando las Restricciones Operativas impuestas.
De conformidad con el PR-20, en el marco de la Solicitud de Pruebas de Puesta en Servicio, los
agentes del sistema tienen la obligación de presentar fichas técnicas que describan los
principales parámetros de operación de sus unidades de generación termoeléctrica, incluyendo
el sustento de las Inflexibilidades Operativas. De conformidad con las disposiciones del PR-
20, esta información debe encontrarse sustentada.
Asimismo, el acápite 12 del PR 20 establece la obligación que, en caso se efectúe modificaciones
en las premisas técnicas de las unidades, se proceda con el cambio de la información en las
fichas técnicas.
“12. OPERACIÓN COMERCIAL
12.1 (...) Los modos de operación e inflexibilidades operativas contenidas en las Fichas Técnicas
del Anexo 4 tendrán un periodo mínimo de vigencia de 4 años. Dicha información podrá ser
modificada antes de este plazo únicamente cuando la unidad de generación entre en servicio
después de un mantenimiento mayor (overhaul) o de una repotenciación, o después de una
conversión a ciclo combinado, o en general cuando las premisas técnicas que sustentan dichas
inflexibilidades varíen en forma relevante.

16. Los integrantes estarán obligados a informar al COES cualquier cambio que modifique dichas
inflexibilidades operativas.”
En el SEIN, los generadores térmicos que usan gas natural, tienen que despachar conforme lo
pida la demanda y lo permitan las condiciones de hidrología, no conforme esté disponible el gas.
Entonces ellos tienen que pagar porciones fijas, take or pay, o transporte firme del gas,
despachen o no despachen. El Perú tiene un sistema eléctrico que es hidrotérmico, donde en
épocas de lluvia, las centrales térmicas despachan menos y durante las épocas de sequía
despachan más. Sin embargo, están obligados a pagar de manera permanente, a lo largo de
todo el año, cantidades por molécula de gas o por transporte.
Hay un problema ahí que provoca una serie de consecuencias que obliga a los generadores a
tomar una serie de decisiones de política comercial que crean otros problemas y uno es la
declaración de precios de gas, donde todos compiten por declarar lo más bajo posible porque es
la única manera de asegurar poder utilizar ese gas que estaban pagando y no iban a consumir.
Las empresas de generación tienen mejor información sobre las Inflexibilidades Operativas de
sus respectivas maquinas en comparación del operador del sistema y el ente supervisor que son
el COES y OSINERGMIN respectivamente.
De cierta forma es una ventaja para las empresas generadoras de manejar la información a su
requerimiento, ya que el operador del sistema no tiene definido lineamientos para la evaluación
de las Inflexibilidades Operativas.
Hace falta un procedimiento de verificación de los valores declarados por las empresas, como
se sabe el OSINERGMN cuenta con un marco legal para la supervisión de las Inflexibilidades
Operativas.
Bajo lo mencionado anteriormente existe un alto riesgo de no detectar oportunamente que los
titulares de las centrales presenten valores de Inflexibilidades Operativas muy diferentes de sus
valores reales.
Asimismo, esto trae como consecuencia la distorsión en el despacho del SEIN, de manera que
permite la variación del precio en el mercado SPOT y a su vez un uso ineficiente de los recursos.
Ocurre también un incremento de las compensaciones por el reconocimiento de las
Inflexibilidades Operativas, que como efecto final surgen controversias entre los agentes y la
pérdida del bienestar social.
9. VALORES REFERENCIALES DE LAS INFLEXIBILIDADES OPERATIVAS
A nivel mundial, se cuenta con valores referenciales de las Inflexibilidades Operativas que son
aceptados.
Los valores mostrados, son los aprobados por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC)
según tecnología térmica.
Cabe resaltar que los valores establecidos por PJM (USA), son concordantes con las referencias
de otros países tales como:
A. CHILE
“Anexo Técnico: Determinación de Parámetros para los Procesos de Partida y Detención de
Unidades Generadoras”, año 2016

17. El presente Anexo tiene como objetivo establecer la modalidad para determinar, informar y
actualizar los parámetros asociados a los procesos de Partida y Detención de las unidades
generadoras del Sistema Interconectado.
Anexo Técnico: "Determinación de Mínimos Técnicos en Unidades Generadoras", documento de
la Comisión Nacional de Energía de Chile, cuyo objetivo es "...establecer la modalidad para
determinar, informar y/o actualizar el parámetro Mínimo Técnico de una unidad generadora del
Sistema Interconectado.
B. MÉXICO
“Disposiciones para el registro de parámetros de costos y capacidad de las Unidades de Central
Eléctrica y de los Recursos de Demanda Controlable Garantizados” emitido el 05/01/2017
El CENACE estimará los parámetros de referencia iniciales con base en la tecnología de la
Unidad de Central Eléctrica, utilizando referencias internacionales o lo establecido en los incisos.
C. BÉLGICA
“Cycling of conventional power plants: technical limits and actual costs”, de marzo de 2015
El ciclo de las unidades de generación convencionales es una fuente importante de flexibilidad
operativa en el sistema de generación de electricidad. El ciclismo está cambiando la potencia de
salida de las unidades convencionales mediante rampas y conmutaciones (inicio y apagado). En
la literatura, se puede encontrar una amplia gama de parámetros de ciclismo técnicos y
relacionados con los costos, diferentes estudios asignan diferentes parámetros de ciclo a
unidades de generación similares.
Este documento evalúa el impacto de los diferentes parámetros de ciclismo asignados a una
cartera de generación convencional, se consideran tanto las limitaciones técnicas de las
centrales eléctricas como todos los costos relacionados con el ciclismo. Los resultados
presentados en este documento se derivan de un modelo de compromiso de unidad, utilizado
para un estudio de caso basado en el sistema alemán 2013. La cartera de generación
convencional debe entregar diferentes series de tiempo de carga residual, correspondientes a
diferentes niveles de penetración de energías renovables.
El estudio muestra, según los supuestos realizados, que, aunque se alcanzan los límites
dinámicos de algunas unidades, no se alcanzan los límites de la cartera de generación
convencional en su conjunto, incluso si se asignan parámetros dinámicos estrictos a la cartera
de generación y un residual altamente variable La carga se impone al sistema.
El estudio también muestra la importancia de incluir los costos de ciclismo completos en la
programación de compromisos de la unidad. El costo del ciclismo puede reducirse hasta en un
40% si se tiene en cuenta, no se alcanzan los límites de la cartera de generación convencional
en su conjunto, incluso si se asignan parámetros dinámicos estrictos a la cartera de generación
y se impone una carga residual muy variable al sistema.
D. ALEMANIA
“Current and Prospective Costs of Electricity Generation until 2050”, del año 2013
Los supuestos de costos para la generación de electricidad son un insumo importante para la
energía cuantitativa y los modelos, y son particularmente importantes para evaluaciones a largo
plazo con respecto al futuro sistema de energía.
Este estudio proporciona una encuesta de estimaciones de costos que cubre una amplia gama
de la literatura existente; de estas diversas estimaciones se deriva un conjunto de parámetros de

18. costo para el período 2010-2050 que es adecuado para los modelos energéticos. Desde la
mayoría citada Los informes se basan en Europa, la revisión de la literatura y la propuesta de
costos son más adecuadas para el modelo Aplicaciones a Europa.
Las estimaciones se centran en los costos de producción de la generación de electricidad,
principalmente los costos de capital y costos fijos y variables de operación y mantenimiento;
donde sea apropiado también se incluyen emisiones de CO2, se consideran parámetros técnicos
como la vida útil técnica, la disponibilidad, Factores, tasas de eficiencia térmica, etc.
Fig. 9 Valores Referenciales aprobadas por FERC
10. PROCEDIMIENTO DE SUPERVISIÓN
Sobre la base de los aspectos operativos evaluados, así como de valiosa información
proporcionada en la etapa de comentarios, tanto del COES como de las empresas generadoras,
el Osinergmin aprobó mediante RCD OSINERGMIN N°161-2019-OS/CD3
, sobre la base de los
lineamientos establecidos en el DS N° 040-2017-EM, el Procedimiento para la Supervisión de
los Parámetros de las Inflexibilidades Operativas de las Unidades de Generación del SEIN.
Será materia de análisis y evaluación su aplicación, en función de los casos, seguramente
algunos muy complejos que se podrán presentar.
11. CONCLUSIONES Y LECCIONES APRENDIDAS
La información es un insumo importante para la toma de decisiones de aspectos técnicos y
económicos del operador, supervisor y regulador del sistema.
Los generadores deben suministrar un informe claro y detallado para sustentar y verificar la
causa de la inflexibilidad.
Siendo los procedimientos operativos herramientas que coadyuvan a la operación del COES, es
necesario subsanar las deficiencias encontradas como resultado de un análisis técnico, de
manera tal que sea más eficiente el control de las declaraciones presentadas por los agentes, y
que además tenga un filtro durante la verificación de la misma antes de su aplicación para efectos
de la operación del SEIN por ello es necesario definir herramientas legales para el operador, el
supervisor y/o regulador de manera que no perjudique al sistema eléctrico en su conjunto.
3
http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/PlantillaMarcoLegalBusqueda/Osinergmin-161-
2019-OS-CD.pdf
Clasificación por
tecnología
Tiempo Mínimo
entre Arranques
(Hrs)
Tiempo
Mínimo de
Operación
(Hrs)
Tiempo de arranque
Caliente
Hrs.
Tibio
Hrs.
Frio
Hrs.
Diesel 0.6 1 0.1 0.1 0.1
Ciclo abierto 1.25 2 0.25 0.25 0.25
Central Ciclo Combinado 3.5 4 0.5 0.5 0.5
Biomasa 8 4 4 6 10
Central a Vapor 8 8 4 6 10

19. Las inflexibilidades operativas tienen impacto económico en el costo operativo y despacho de la
energía.
Al originar la programación del despacho de unidades sin estar sujeta a los criterios de eficiencia
y de economía, las Inflexibilidades Operativas tienen como efecto el incremento de generación
de energía térmica. Cuando se dispone de más recurso hídrico, más crítico es el impacto de las
Inflexibilidades Operativas. Se produce una afectación a los otros generadores, en particular
aquellos con unidades de generación hidroeléctrica, quienes ven desplazada su producción a
pesar de ser más eficiente en términos económicos. Asimismo, se afecta a los usuarios finales
quienes se ven afectados por el impacto en la tarifa, reciben energía económicamente ineficiente.
Las Inflexibilidades Operativas significan compensaciones que son asumidas por los agentes del
sistema, estas compensaciones reconocen, entre otros, el costo por consumos de combustibles
adicionales en las rampas de incremento y disminución de generación.
De esta manera, se genera una afectación a los generadores que no presentan inflexibilidades,
quienes no solamente ven desplazada su producción por unidades menos eficientes, sino que,
además, deben compensar los costos de las mismas.
Las Inflexibilidades Operativas vienen, por tanto, impidiendo la aplicación correcta del criterio de
mínimo costo y el aprovechamiento óptimo de los recursos energéticos.
La Denuncia de empresas distribuidoras a generadoras afirma que, existe evidencia respecto a
que la información presentada por las Generadoras Denunciadas en lo concerniente a las
inflexibilidades operativas de sus unidades térmicas no es veraz y carece del debido sustento
técnico, adjuntando como sustento, estudios comparativos de otros mercados de generación
eléctrica (benchmarking). Asimismo, la Denuncia afirma que el COES no ha verificado la
veracidad de la información antes mencionada, de acuerdo a lo establecido en el PR-20 del
COES: “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN”, aprobado mediante
Resolución de Consejo Directivo N° 035-2013-OS/CD.
Al respecto, se estableció realizar un estudio con el fin de llevar a cabo una evaluación de las
inflexibilidades operativas observadas por las empresas Denunciantes, a fin de determinar la
consistencia o no de las mismas; y elaborar un procedimiento técnico para la implementación de
los establecido por el DS N° 040-2017-EM.
La incorporación de más generación RER puede ocasionar costos adicionales al sistema que se
reflejarían en incrementos de las tarifas de los usuarios:
 Mayor costo de reserva rotante para regulación de frecuencia.
 Requerimiento de mayor capacidad de generación adicional gestionable (hidro, gas u
otras).
 Incremento de operación en cargas parciales o en mínimo técnico de las termoeléctricas.
 Mayor costo de compensación reactiva.
Las centrales de generación RER no convencional debe recibir el mismo trato que los
generadores convencionales. Los generadores convencionales están obligados a garantizar
potencia firme, con lo cual, las unidades de generación a gas natural deben suscribir contratos
con cláusulas take or pay para el transporte y distribución de gas natural.
Al igual que otras empresas de generación convencional, las empresas de generación con RER
tienen opciones para garantizar potencia firme (compra en el spot, baterías, etc.).

20. Considerando lo antes mencionado, las empresas de generación con RER pueden participar a
la par con otros generadores en el mercado, con el marco normativo actual.
Una red eléctrica con una alta penetración de energías renovables requiere de una mezcla
distinta de tipos de producción de energía eléctrica.
Una proporción considerable de la capacidad instalada de generación, en un futuro cercano, se
compondrá de fuentes de energía renovable, intermitente por definición. Es necesario compensar
la intermitencia aleatoria. Para asegurar la estabilidad del sistema se necesitará más flexibilidad
que nunca. Como las fuentes renovables intermitentes son incapaces de dar flexibilidad ni
potencia firme, la futura generación tendrá que soportar la carga y ser lo más flexible posible.
El almacenamiento de energía es reconocido como una tecnología que puede dar valor al
sistema proporcionando mayor flexibilidad y ayudando a mantener la seguridad de la red. Las
baterías por ejemplo tienen la capacidad de aumentar y disminuir el rendimiento total de la red,
por lo tanto, son idóneas para proporcionar respuestas de manera frecuente a la red.
Normalmente, las instalaciones de almacenamiento de energía pueden proporcionar una
reacción en menor tiempo que las fuentes de generación, pero no son capaces de mantener su
rendimiento infinitivamente.
12. RECOMENDACIONES APLICADAS AL CASO PERUANO
Se debe generar incentivos adecuados para que las empresas se comporten de manera eficiente
en la operación de sus inflexibilidades operativas, para ello se debe establecer claras
regulaciones y señales económicas que obliguen a mantener los parámetros operativos y
aumentar su flexibilidad operativa del parque de generación.
Realizar una comparación entre países que operan en base a esquemas de mercado, con
relación a limites técnicos de las unidades generadoras y los servicios complementarios asicados
a la generación.
En cuanto a la elevada penetración de energías renovables, el Perú debe centrarse en sistemas
de almacenamiento de estas energías como, por ejemplo, la batería de ion-litio, si bien es cierto
los costos y la capacidad no son de gran ayuda en la actualidad para el SEIN, se tiene certeza
de la reducción de costos debido a las mejoras en eficiencias y una cadena de suministro
desarrollada en el mundo.
Finalmente, se deberá desarrollar un mercado servicios complementarios, cuanto antes mejor.