Alerta Energía – Octubre 2024

Mediante Resolución N° 173-2024-OS/CD del 08 de octubre de 2024, el OSINERGMIN aprobó el nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modificación y Retiros de Instalaciones del SEIN” (“Nuevo PR-20”) y modificó el numeral 5.2.1 del Procedimiento Técnico del COES N° 46 “Garantías y constitución de fideicomisos para el Mercado Mayorista de Electricidad” (“PR-46”).

El Nuevo PR-20 vigente desde el 09 de octubre de 2024 no será aplicable a los procesos de aprobación de EPO*, EO**, integración y Operación Comercial que se hayan iniciado antes de su entrada en vigencia. Asimismo, se establece que las solicitudes de aprobación del EO iniciadas con anterioridad se regirán por el diseño del EPO aprobado.

A continuación, resaltamos los principales cambios introducidos por el Nuevo PR-20:

1. Las centrales ≥ 50 MW conectadas al SEIN deberán contar con Operación Comercial (num. 8.2.13).
2. Nuevo plazo de vigencia para el documento de alcances para elaborar el EPO y EO (num. 9.5 y 10.6). Tendrá una vigencia de 6 meses, salvo supuestos especiales.
3. Nueva excepción a la pérdida de vigencia del EPO (num. 9.13.2). En los casos en que el proyecto no se conecte al año siguiente de aprobado el EPO, no se perderá la vigencia si el Gestor del Proyecto obtuvo o inició el trámite para la aprobación del EO dentro de dicho periodo. En estos casos la vigencia del EPO se extiende por la misma vigencia del EO.
4. Nueva causal de pérdida de vigencia del EPO por inviabilidad técnica (num. 9.13.5). Cuando se haya modificado o se advierta una condición del Sistema o futura modificación de las características técnicas del Punto de Conexión aprobado en el EPO, y que el COES determine, que esto hace inviable técnicamente la conexión del proyecto.
5. Posibilidad de gestionar un nuevo EPO teniendo un EPO vigente (num. 9.13). Podrá gestionarse un nuevo EPO por única vez sin que el original pierda vigencia. El EPO original mantendrá su vigencia por el periodo previsto en su certificado, o caducará cuando se aprueba el nuevo EPO. No será posible ampliar la vigencia de un EPO ni mantener dos EPOs vigentes. El nuevo EPO no considerará las instalaciones del EPO original. Para presentar un tercer EPO deberá renunciarse al EPO vigente, el cual se considerará como un nuevo proyecto.
6. Nuevas disposiciones aplicables a EPOs elaborados por el COES incluidos en los anteproyectos del Plan de Transmisión (num. 9.14). Se establecieron plazos para la presentación y absolución de las observaciones de los Terceros Involucrados a los EPOs, así como la obligación del COES de sustentar las observaciones no aceptadas. Los EPOs tendrán una vigencia de dos años, y podrá prorrogarse por 2 años adicionales. En los casos de conclusión de vigencia de los numerales 9.13.3 (modificación de características técnicas) y 9.13.5 (inviabilidad técnica del proyecto), podrá solicitarse mantener la vigencia del EPO.
7. Estar incurso en causal de pérdida de vigencia del EPO configura una causal de rechazo del EO (num. 10.10). Se establece que el COES rechazará el EO si el EPO del proyecto se encuentra en alguna de sus causales de conclusión de vigencia, sin excepción o consideración alguna. Antes se permitía la posibilidad de rehacer estudios eléctricos para demostrar la no afectación a la calidad, confiabilidad, seguridad y operación del SEIN, para lo cual, podía disponerse la compra de equipamiento adicional.
8. Es necesario contar con EPO y EO vigente para iniciar el trámite de integración al SEIN (num. 11.2). Notar que según el num. 9.13.2, la vigencia del EPO se extiende si se aprueba el EO en dicho periodo.
9. Se regula el procedimiento para modificar las Fichas Técnicas (num 11.7). Además de establecer plazos y requisitos se establecen supuestos específicos en caso se agregue o cambie modos de operación.
10. Se precisa el alcance de las Pruebas de Homologación (num. 11.9 y Anexo 5). Estas pruebas son obligatorias para central con potencia ≥ a 20 MW***, sistemas de almacenamiento y equipos FACTS. En el anexo 5 se establecen (i) los requisitos de la empresa consultora que elabora las Pruebas de Homologación, (ii) los casos en que debe repetirse o actualizarse las pruebas, (iii) los pasos para coordinar la programación de las pruebas, (iv) la información técnica que se debe presentar para la realización de las pruebas, (v) las capacidades que deben tener los equipos de medición a utilizar en las pruebas; y, (vi) quiénes deben estar presentes durante estas pruebas.
11. Se modifica la determinación del costo provisional aplicable a instalaciones termoeléctricas sin información relacionada a los costos variables ( 12.6).
12. Las centrales conectadas al SEIN que no requirieron EPO ni EO pueden solicitar Operación Comercial (num. 12.9). Dentro de los requisitos que deben presentarse, deberá acreditarse que la central está conectada eléctricamente al SEIN.
13. No se concluirá la operación comercial por indisponibilidad por tres meses consecutivos en dos supuestos nuevos (num. 13.3). Hasta por un plazo máximo de 18 meses, si el generador con una única unidad o central antes de cumplirse los 3 meses, renuncia a los ingresos por potencia y constituya garantías según el PR-46; o, la unidad o central está en mantenimiento mayor aprobado en el Programa Anual de Intervenciones.
14. Regulación para Sistemas de Almacenamiento – Battery Energy Storage Systems o BESS. Los Sistemas de Almacenamiento de energía activa formarán parte de las Pruebas de Puesta en Servicio (num. 11.5), y deberán someterse a las Pruebas de Homologación (num. 11.9 y Anexo 5). Se incorpora el uso de sistemas de almacenamiento y BESS para (i) emular inercia sintética; y, (ii) brindar la Regulación de Frecuencia.
15. Las Centrales de Generación No Convencional deberán aportar inercia sintética (Tercera Disposición Complementaria Transitoria; Anexo 1, Cap. 4, num. 4.4.4). Todas las centrales (incluidas las centrales solares y eólicas) que entren en servicio o puesta de operación comercial a partir del 01 de enero de 2028 deberán aportar inercia sintética, sin excepción. Para ello, el COES presentará hasta el 30 de junio de 2025 un informe técnico que contenga, entre otros, una propuesta del periodo mínimo de contribución de potencia nominal.

16. Se incorpora como definición el “Esquema Especial de Protección” para el control y/o desconexión de generación (num. 6.10). Permite detectar y controlar automáticamente las condiciones anormales de operación para evitar las perturbaciones en el sistema. También se establece como un nuevo criterio de diseño que las unidades de generación convencional que estén preparadas para participar del Esquema Especial de Protección (Anexo 1 num.4.3.1).

Finalmente, la modificación del PR-46 señala que se aplicará la misma regla de garantías de los Participantes Distribuidores y Grandes Usuarios Libres a los Participantes Generadores que (i) incumplan con el pago de 2 meses consecutivos o alternados (sin límite temporal cuando antes dicho incumplimiento se verificaba en periodos de 36 meses), (ii) en el supuesto del num. 13.3.1 (excepción a la conclusión de operación comercial).

*EPO: Estudio de Pre-Operatividad.

**EO: Estudio de Operatividad.

***Excepcionalmente, el COES podrá incluir a centrales con menos potencia u otras instalaciones para que realicen pruebas de homologación.