El Gobierno de Perú aprobó el Decreto Supremo Nº 022-2026-EM, que establece el nuevo marco regulatorio para la coordinación de la operación de los sistemas eléctricos aislados donde participan dos o más generadores no vinculados. La disposición, publicada el 18 de octubre en el diario oficial El Peruano, precisa las responsabilidades de las empresas distribuidoras y las condiciones para la intervención del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).
La normativa desarrolla el artículo 32 de la Ley N.º 28832 y establece obligaciones vinculadas con la programación de la operación, la seguridad del abastecimiento, el intercambio de información y la supervisión regulatoria. Además, fija plazos para presentar los procedimientos técnicos que regirán el funcionamiento de estas instalaciones.
El reglamento comprende cuatro títulos, 14 artículos, tres disposiciones complementarias finales y una disposición complementaria transitoria. Su aplicación alcanza a los agentes que desarrollan actividades de generación, transmisión y distribución en sistemas aislados con dos o más generadores que no pertenezcan al mismo grupo económico.
Según el artículo 2, el objetivo es que la coordinación operativa se realice "considerando los criterios de mínimo costo, preservando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos".
En este marco, la regulación diferencia las responsabilidades de coordinación entre las distribuidoras y el COES, al tiempo que incorpora mecanismos específicos para garantizar el cumplimiento de las disposiciones operativas.
El COES podrá asumir la coordinación de sistemas aislados superiores a 20 MW
Uno de los principales aspectos del reglamento es la posibilidad de que el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) encargue al COES la coordinación de determinados sistemas eléctricos aislados, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en la normativa.
El artículo 5 precisa que esta intervención estará limitada a instalaciones donde participen dos o más generadores no vinculados entre sí y cuya potencia instalada de generación sea superior a 20 MW.
Sin embargo, alcanzar ese umbral no implica que el COES asuma automáticamente la responsabilidad. Para ello, la distribuidora deberá presentar una solicitud ante el Ministerio, acompañada de un análisis costo-beneficio que demuestre mejoras en la confiabilidad y seguridad de la operación.
En concreto, el texto exige "un análisis costo beneficio que evidencie que la coordinación de la operación del Sistema Aislado por parte del COES mejora la confiabilidad y la seguridad de la operación del sistema".
La solicitud deberá contar, además, con opinión previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Posteriormente, el Ministerio podrá formalizar el encargo mediante una resolución ministerial publicada en El Peruano.
Dicha resolución determinará la fecha en que el COES asumirá sus funciones y, a partir de su designación, el organismo deberá presentar las propuestas de procedimientos técnicos correspondientes para su evaluación y aprobación.
Por otra parte, el reglamento contempla la eventual revocación del encargo cuando dejen de cumplirse las condiciones exigidas. En ese supuesto, la resolución ministerial correspondiente tendrá efectos seis meses después de su publicación, período durante el cual el COES deberá coordinar la transferencia de responsabilidades a la distribuidora.
Mientras no se produzca una designación formal, la coordinación continuará bajo responsabilidad de las empresas distribuidoras.
Al respecto, el artículo 5.4 establece que "el Distribuidor responsable del Sistema Aislado es el Coordinador de la Operación, sin necesidad de declaración previa".
Cuando exista más de una distribuidora en un mismo sistema, la responsabilidad recaerá sobre la empresa que tenga el mayor número de usuarios.
Asimismo, la normativa permite que la distribuidora encargue la ejecución material de la coordinación a otro agente aislado mediante un contrato privado, aunque esta posibilidad no modifica la asignación de responsabilidades regulatorias.
El artículo 13.2 señala expresamente que "El Distribuidor mantiene su condición de Coordinador de la Operación frente al OSINERGMIN y a los demás Agentes Aislados".
De esta manera, la contratación de un tercero no exime a la distribuidora del cumplimiento de las obligaciones previstas en el nuevo marco normativo y en los procedimientos técnicos correspondientes.
Plazos de cinco meses, nuevas exigencias operativas y fiscalización
El reglamento también fija un cronograma para la adecuación de los sistemas aislados a las nuevas disposiciones.
De acuerdo con la primera disposición complementaria final, las distribuidoras alcanzadas por la normativa deberán presentar sus propuestas de procedimientos técnicos ante OSINERGMIN dentro de un plazo máximo de cinco meses, contados desde la entrada en vigencia del reglamento.
Una vez recibida la documentación, el organismo supervisor contará con otros cinco meses para aprobar los procedimientos técnicos.
En los casos en que el Ministerio encargue la coordinación al COES, el artículo 8 establece un plazo máximo de cinco meses desde la publicación de la resolución ministerial de designación para que el organismo presente sus propuestas, sin perjuicio de los plazos previstos en la disposición complementaria final.
Los procedimientos contemplarán la proyección de demanda con horizontes diarios y semanales, la programación y reprogramación operativa, la planificación de mantenimientos y la determinación de potencia efectiva y costos variables de producción.
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También abarcarán el intercambio de información entre agentes y la verificación de equipos de protección, medición y control, así como otros aspectos que el coordinador o el regulador consideren necesarios.
El artículo 8.2 establece que "Los Procedimientos Técnicos son normas de cumplimiento obligatorio para el Coordinador de la Operación y para todos los Agentes Aislados".
En caso de incumplimiento de los plazos de presentación, OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar de oficio los procedimientos, conforme a las condiciones establecidas por el reglamento.
Mientras no se aprueben estos instrumentos, las distribuidoras deberán coordinar la operación considerando el mínimo costo, la seguridad del suministro y el aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles.
Cuando el COES asuma la coordinación sin contar todavía con procedimientos específicos aprobados, podrán aplicarse los procedimientos técnicos del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en aquello que resulte técnicamente aplicable.
Otro aspecto central de la regulación corresponde a las obligaciones de información y previsión de riesgos de abastecimiento que deberán cumplir los coordinadores.
El artículo 11 establece la presentación de informes semanales sobre la operación real diaria, incluyendo los registros de demanda de energía y potencia correspondientes a la semana anterior.
A su vez, exige la publicación mensual de información sobre las previsiones de demanda y la disponibilidad de recursos energéticos para los siguientes doce meses.
En particular, el documento deberá incorporar las demandas previstas y la disponibilidad de recursos, "indicando si el sistema se verá expuesto a racionamiento".
Esta obligación introduce un mecanismo periódico de seguimiento de las condiciones de abastecimiento, mediante el cual se deberán identificar posibles escenarios de insuficiencia de recursos.
Adicionalmente, los coordinadores deberán publicar informes estadísticos anuales con información sobre la demanda, la producción de las unidades de generación, los costos operativos programados y ejecutados, así como el equipamiento disponible.
En materia de operación en tiempo real, las empresas titulares de instalaciones deberán cumplir las disposiciones emitidas por el coordinador y suministrar la información necesaria para la programación del sistema.
El artículo 10.2 determina que los agentes "Solo pueden apartarse de las instrucciones del Coordinador de la Operación por situaciones imprevistas que sean consecuencia de eventos de fuerza mayor".
Por su parte, el coordinador tendrá facultades para disponer maniobras operativas, determinar la configuración del sistema, supervisar el funcionamiento de las instalaciones y dirigir las tareas de restablecimiento después de una perturbación.
La normativa incorpora también el monitoreo de variables hidrológicas de las centrales hidroeléctricas, la disponibilidad de combustible de las termoeléctricas y otras tecnologías de almacenamiento que se integren a los sistemas aislados.
En paralelo, se establecen mecanismos para evaluar y otorgar la conformidad técnica a solicitudes de incorporación, retiro o modificación de equipamientos, considerando la seguridad de las instalaciones y el libre acceso a las redes.
Respecto del financiamiento, el artículo 7 dispone que OSINERGMIN determinará los aportes necesarios para cubrir los costos eficientes de inversión, operación y mantenimiento asociados a la coordinación realizada por el COES.
Estos costos serán asumidos por los agentes del sistema correspondiente, en proporción a los parámetros regulatorios aplicables y a los valores registrados durante el ejercicio anterior.
Para los generadores se considerarán las inyecciones de potencia y energía valorizadas al Precio en Barra, mientras que para los transmisores se utilizarán los ingresos derivados de sus servicios. En el caso de las distribuidoras, se tomarán como referencia sus retiros de potencia y energía valorizados bajo ese mismo criterio.
Finalmente, el artículo 14 establece que OSINERGMIN será responsable de fiscalizar el cumplimiento de las nuevas disposiciones operativas.
La disposición señala que el organismo supervisará que la operación se desarrolle bajo criterios de mínimo costo, seguridad y calidad del servicio, "con transparencia de toda la información relacionada con el despacho y operación del Sistema".
El regulador también resolverá las controversias que surjan entre los agentes aislados y las distribuidoras responsables de la coordinación, mientras que los conflictos vinculados con el COES seguirán los mecanismos previstos en su regulación específica.
Con este esquema, el Gobierno peruano precisa las responsabilidades operativas de las distribuidoras y establece obligaciones técnicas, económicas y de información para los sistemas eléctricos aislados comprendidos por la normativa.
Para las empresas alcanzadas, la implementación exigirá adecuar los mecanismos de coordinación, preparar los procedimientos técnicos y asegurar la disponibilidad de información operativa dentro de los plazos establecidos por el nuevo reglamento.