Resolución Nº 207-2013-OS ─ Intercambios internacionales de electricidad en el marco de la Comunidad Andina

Articulo 3°.- Los Sislemas Eleclricos Rurales (SER), calificados como tales por el Ministerio de Energia y Minas de acuerdo a las disposiciones de la Ley General de Electrificaci6n Rural y su Reglamento, se clasifican como pertenecientes al sector de distribuci6n tipico SER, establecido por la Resoluci6n Directoral N° 154-2012-EM/DGE.

Articulo 4°.- Los nuevos sistemas de dislribuci6n electrica, distintos a los sefialados en el Articulo 1° de la presente resoluci6n y Sistemas Electricos Rurales (SER), administrados por empresas distribuidoras, empresas municipales y otros, se ciasificaran temporalmente como pertenecientes al sector tipico 3, debiendo la empresa u otro solicitar la clasificaci6n definitiva al OSINERGMIN en un plazo no menor a 60 dias ni mayor a 120 dias de la puesta en operaci6n comercial del nuevo sistema de distribuci6n electrica. Recibida la solicitud, el OSINERGMIN solicitara la informaci6n respectiva, eslablecera los parametros necesarios para la aplicaci6n de la Resoluci6n Directoral N° 154-2012-OS/CD y fijara la clasificaci6n respectiva.

Articulo 5°.- Los sistemas de distribuci6n electrica existentes, no especificados en el Articulo 1° de la presente resoluci6n y distintos a los SER, administrados por empresas distribuidoras, empresas municipales y otros se clasificaran temporalmente como pertenecientes al sector lipico 3, debiendo la empresa u otro solicitar la clasificaci6n definitiva al OSINERGMIN en un plazo no menor a 60 dias ni mayor a 120 dias de la entrada en vigencia de la presente resoluci6n. Recibida la solicitud, el OSINERGMIN solicitara la informaci6n respectiva, establecera los parametros necesarios para la aplicaci6n de la Resoluci6n Directoral N° 154-2012-0S/CD y fijara la clasificaci6n respectiva. De no presentarse la solicitud correspondienle, dichos sistemas se clasificaran como sector lipico 3 hasta el 31 de octubre de 2017.

Articulo 6°.- Los factores de ponderaci6n de los Valores Agregados de Distribuci6n de cada una de las empresas distribuidoras seran recalculados anualmente de acuerdo al criteria establecido en la Resoluci6n Directoral N° 154-2012- EM/DGE. Las empresas deberan remitir la inforrnaci6n necesaria en los formatos, medios y plazos que la Gerencia Adjunta de Regulaci6n Tarifaria del OSINERGMIN defina.

Articulo 7°.- La presente resoluci6n, debera ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada, junto con el lnforme Tecnico N° 431-2013-GART, lnforme Legal N° 422-2013-GART, en la pagina web del OSINERGMIN: www. osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGiA Y MINERiA OSINERGMIN N° 207-2013-0S/CD Lima, 14 de octubre de 2013 CON SIDERAN DO Que, la Ley N° 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6n Electrica", en el literal b) de su

Articulo 13° eslableci6 como funci6n del COES el elaborar los procedim ientos para la operaci6n del SEIN y adminislraci6n del Mercado de Corio Plazo, para su aprobaci6n por OSINERGMIN; Que, mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se aprob6 el Reglamento del Camile de Operaci6n Econ6mica del Sistema (en adelante, "Reglamento COES"), cuyo Articulo 5°, numeral 5.1, detalla que el COES, a !raves de su Direcci6n Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimiento en materia de operaci6n del SEIN, y en su numeral 5.2 deterrnina que el COES debe contar con una "Guia de Elaboraci6n de Procedimientos Tecnicos", elaborada y aprobada porel OSINERGMIN, la cual incluira como minimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodologia, forrna, responsables , niveles de aprobaci6n parciales, documentaci6n y estudios de sustento ; El Peruano 504874 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 Que, mediante Resolucion OSINERGMIN N° 476-2008-OS/CD se aprobo la "Gufa de Elaboracion de Procedimientos Tecnicos" (en adelante la "Gufa), elaborada de conformidad con losArtfculos 5° y6° del Reglamento COES, estableciendose en aquella el proceso y los plazas que deben seguirse para la aprobacion de los Procedimientos Tecnicos COES; Que, mediante Decreto Supremo N° 011 -2012-EM, se aprob6 el Reglamento lntemo para laAplicacion de la Decision 757 de la CAN, cuyo objetivo es regular las disposiciones aplicables para el tratamiento intemo en el mercado electrico peruano de los intercambios de electricidad entre el Peru y otros pafses miembros de la Comunidad Andina de Naciones (en adelante "CAN") que se efectuen en el marco de la Decision 757 de la CAN, y cuyoArtfculo 8° establece que el COES debera remitir a OSINERGMIN los Procedimientos Tecnicos necesarios para el cumplimiento del presente Reglamento, en un plaza maxima de sesenta (60) d fas habiles; Que, en tal sentido, el COES mediante Carta COES/D-563-2012 remitio la propuesta del PR-43, atendiendo lo mencionado en los parrafos anteriores, dando inicio al proceso para su aprobacion por parte de OSINERGMIN; Que, el COES subsano, mediante las Cartas COES/D-079-2013 y COES/D-264-2013, las observaciones remitidas por OSINERGMIN, luego de lo cual, se publico en la pagina Web de OSINERGMIN, segun lo dispuesto en la Resolucion OSI NERGMIN N° 150-2013-OS/CD, el proyecto de resolucion que aprueba el PR-43, , de conformidad con el A rtfculo 25° del Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; Que, la Resolucion OSINERGMIN N° 150-2013-OS/CD otorgo un plaza de quince (15) d fas calendario, contados desde el d fa siguiente de su publicacion, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria; Que, los comentarios y sugerencias presentados por las empresas Enersur SA y Red de Energia del Peru S.A han sido analizados en el lnforme N° 426-2013-GART, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el Articulo 5.3 del Reglamento del COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobacion final del procedimiento; Que, en ese sentido, se ha emitido el lnforme N° 426-2013-GART de la Division de Generacion y Transmision Electrica y el lnforme N° 425-2013-GART de la Asesorfa Legal de la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria, los cuales complementan la motivacion que sustenta la decision de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Articulo 3, de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; De conformidad con lo eslablecido en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generacion Electrica; en el Reglamento COES, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM; yen lo dispuesto en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, asi como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesion N° 31-2013. SE RESUELVE Artfculo 1°.- Aprobar el Procedimiento Tecnico COES PR-43 "lntercambios lntemacionales de Electricidad en el Marco de la Decision 757 de la CAN", que como Anexo forma parte integrante de la presente Resolucion.

Articulo 2°.- La presente resoluci6n debera ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada, oonjuntamente con el lnforme N° 426-2013-GART y el lnforme N° 425-2013-GART, en la pagina Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.

Articulo 3°.- La presente Resoluci6n entrara en vigencia a partir del dia siguiente de su publicaci6n en el diario oficial El Peruano. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN ANEXO COES SINAC PROCEDIMIENTO TECNICO DEL COMITE DE PR-43 OPERACION ECONOMICA DEL SEIN INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD EN EL MARCO DE LA DECISION 757 DE LA CAN Aprobado mediante Resolucion OSINERGMIN N° 207-2013-OS/CD del 14 de Octubre de 2013. 1. OBJETIVO El presente procedimiento tiene como objeto establecer las condiciones, obligaciones y responsabilidades del COES y sus lntegrantes para llevar a cabo los lntercambios de Electricidad con Ecuador en el marco de la Decision 757 de la CAN y el Decreto Supremo N° 011- 2012-EM. 2. BASE LEGAL 2.1. Decision 757 de la Comunidad Andina, referida a la Vigencia de la Decision 536 "Marco General para la lnterconexion Subregional de Sistemas Electricos e lntercambio lntracomunitario de Electricidad". 2.2. Decreto Ley N° 25844. Ley de Concesiones Electricas. 2.3. Ley N° 28832. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente en la Generacion Electrica. 2.4. Decreto Supremo N° 0 11-2012-EM. Reglamento lntemo para la Aplicacion de la Decision 757 de la CAN. 2.5. Decreto Supremo N° 009-93-EM. Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas. 2.6. Decreto Supremo N° 027-2008-EM. Reglamento del Comite de Operacion Economica del Sistema. BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504875 2.7. Decreto Supremo N° 020-97-EM. Norma Tecnica de Calidad de los Servicios Electricos. 2.8. Resolucion Directoral N° 014-2005-DGE. Norma Tecnica para la Coordinacion de la Operacion en Tiempo Real de los Sistemas lnterconectados. 3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES 3.1. Para la aplicacion del presente Procedimiento, los terminos que se inicien con mayuscula, ya sea que se usen en singular o plural, tienen los significados que se indican en las siguientes definiciones: Agentes Autorizados: Son los Generadores, Distribuidores y Usuarios Libres que tienen la condicion de lntegrantes del COES. Acuerdo Operativo: Convenio suscrito entre el COES y el operador del otro sistema (CENACE) con el objeto de establecer los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la operacion del Enlace Internacional de los sistemas electricos de Ecuador y Peru de manera coordinada, con sujecion a la Decision 757 de la CAN y a la Ley Aplicable de cada pais, abarcando los temas relativos al planeamiento operativo, supervision, coordinacion operativa, coordinacion del mantenimiento y control de la interconexion. Barra Frontera: Barra de transferencias utilizada para liquidar los intercambios de electricidad en las transferencias de energia y potencia. Esta ubicada en la Subestacion Frontera del SEIN (Peru). Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional: Limite maximo de flujo de potencia electrica de cada Enlace Internacional, considerando las condiciones de calidad, seguridad y estabilidad de los sislemas eleclricos, asi como las limitaciones tecnicas de las lineas y equipos de interconexion. Contador de Energia: Equipo registrador del flujo de energia que transita por el Enlace Internacional. Almacena informacion de la energia activa y reactiva para intervalos de tiempo requeridos para la liquidacion de los lntercambios de Electricidad. Tiene una clase de precision 0.2 y esta instalado en un sistema de medicion con transformadores de tension y corriente de clase de precision IEC 0.2. Cuello Muerto: Conexion entre conductores de una misma fase, realizado en una estructura de anclaje de una linea de transmision, el cual no esta sometido a las fuerzas de traccion de los conductores de la linea, que perrnite la continuidad del transporte de energia. Enlace Internacional: Conjunto de I ineas y equipos asociados, que conectan los sistemas electricos ecuatoriano y peruano, y que tienen como funcion exclusiva el transporte de energia para importacion o exportacion. lntercambios de Electricidad: Son operaciones de compra-venta de electricidad de corto plazo entre los Agentes Autorizados y los agentes habilitados del otro sislema. Estas transacciones se realizan a !raves de importacion o exportacion de energia y son resultado de la ejecucion de los contratos celebrados entre Agentes Autorizados y los agentes habililados del sistema ecuatoriano. PR-: Abreviacion utilizada para referirse a algun Procedimiento Tecnico del COES, estara acompanada de un numero el cual representa el numero de Procedimiento Tecnico. Pruebas Punto a Punto: Son aquellas que se ejecutan para verificar el funcionamiento correcto de las senales de control, digilales y anal6gicas, recibidas por los Operadores del Sistema o en los Centros de Operacion de los Transmisores. Subestaci6n Frontera: Subestaciones del SEIN situadas en los extremos de los Enlaces lnternacionales. Transmisor Titular: Es el titular de las instalaciones de transmision del Enlace Internacional que forrnan parte del SEIN. 3.2. Otras definiciones ulilizadas en el presente Procedimiento, estan precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones del COES aprobado mediante Resolucion Ministerial N° 143-2001-EMNME y sus rnodificatorias, en los demas Procedimientos Tecnicos del COES y en la norrnativa citada en la Base Legal del presente Procedimiento. 4. RESPONSABILIDADES 4.1. Del COES 4.1.1. Publicar en su Portal de Internet la inforrnacion actualizada de la Capacidad de Transmision del Enlace Internacional, de los excedentes de potencia y energia y la inforrnacion relacionada a su determinacion, los contratos de los Agentes Autorizados, la declaracion de la ejecucion de los contratos y los registros de potencia y energia correspondiente a los lntercambios de Electricidad realizados. 4.1.2. Remitiral Ministerio de Energia y Minas y al OSINERGMIN, durante los periodos en que se realicen operaciones de lntercambios de Electricidad, la informacion semanal sobre la operacion del SEIN, en los cuales se evidencie que se ha priorizado la atencion del mercado intemo. 4.1.3. Coordinar la operacion del Enlace Internacional de transmision con el operador del otro pais conforme al Acuerdo Operativo y de intercambio de inforrnacion suscritos para tal efecto. 4.1.4. Coordinar la operacion del Enlace Internacional con el Transmisor Titular teniendo en cuenta la maxima Capacidad de Transmision del Enlace Internacional. 4.1.5. ldentificar las Restricciones Operativas existentes para llevar a cabo los lntercambios de Electricidad. 4.1.6. Coordinar la asignacion de los lntercambios de Electricidad ejecutados entre los Agentes Autorizados que efectuaron las operaciones. 4.1.7. Deterrninar y mantener actualizado el valor de la Capacidad de Transmision del Enlace Internacional de manera coordinada con el operador del otro pais conforme a lo eslablecido en el Acuerdo Operativo. 4.2. De losAgentesAutorizados 4.2.1. Para el caso de los Generadores, aportar la reserva para la regulacion primaria de frecuencia en el porcentaje o magnitud asignados por el COES. 4.2.2. Remitir al COES la inforrnacion solicitada, relacionada con los contratos de intercambio, cumpliendo los plazos establecidos en el presente documento. El Peruano 504876 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 4.2.3. Asumir los costos atribuibles a los lntercambios de Electricidad ejecutados de acuerdo a sus contratos considerados en el programa de la operaci6n. 4.3. Del Transmisor Titular 4.3.1. Remitir al COES la informaci6n relativa a los lntercambios de Electricidad seg(m se establece en el presente procedimiento. 4.3.2. Realizar las pruebas operativas de desempefio del Enlace Internacional requeridas en el presente procedimiento. 4.3.3. Mantener operativos los Contadores de Energia, principal y de respaldo, del Enlace Internacional, rnantener vigentes los certificados de calibraci6n de los sistemas de medici6n, asi como ejecutar el contraste de los Contadores de Energia coordinados por el COES. 4.3.4. lnstalar Contadores de Energia que cuenten con puertos Ethernet y conexi6n a Internet o modem y conexi6n a la telefonia publica. 4.3.5. lnformar al COES los numeros telef6nicos y las direcciones IP para el acceso a sus Contadores de Energia. 4.3.6. Poner a disposici6n del COES, de los Agentes Autorizados y el operador del otro pais, el acceso a los Contadores de Energia, principal y de respaldo, del Enlace Internacional. 4.3.7. Seccionar o unir los cuellos muertos de los Enlaces lntemacionales, a requerimiento del COES. 4.3.8. Ejecutar la lntervenci6n o mantenimiento de un equipo o instalaci6n del Enlace Internacional coordinado por el COES. 4.3.9. Ejecutar las maniobras operativas para el lntercambio de Electricidad determinadas por el COES. 4.3.10.Contar con los equipos establecidos en el presente procedimiento, necesarios para operar el Enlace Internacional y lograr los lntercambios de Electricidad. 4.4. De los lntegrantes del COES 4.4.1. Remitir al COES la informaci6n requerida para elaborar el Programa Diario de Operaci6n (PDO) a mas tardar a las 09:00 h de cada dia. 5. SOBRE LA INFORMACION REQUERIDA POR EL COES La informaci6n debe ser remitida por los Agentes Autorizados y el Transmisor 17tular del Enlace Internacional dentro de los plazos y cumpliendo las formas establecidas en el presente procedimiento. Toda informaci6n que sea remitida fuera de plazo, se tomara como no presentada. De ser el caso que la informaci6n faltante resulte necesaria para ejecutar un proceso, el COES tomara la mejor informaci6n disponible. 5.1. Medios de Envio de lnformaci6n Los medias usados para el envio de la informaci6n referida a los lntercambios de Electricidad son mensajeria, correo electr6nico, facsimil u otros medias electr6nicos siempre que se permita obtener una constancia de su recepci6n. Para este efecto, el COES informara las direcciones electr6nicas respectivas, las cuales tambien seran publicadas en su Portal de Internet. 5.2. lnformaci6n requerida. a) lnformaci6n de Energia Activa y Energia Reactiva registrada por los Contadores de Energia en las Barras Fronteras del SEIN. Reporte: Conforme al formato establecido por el COES y de acuerdo a lo establecido en el numeral 6.8.9 del presente procedimiento. Emisor: Transmisor 17tular. Receptor: COES. b) lnformaci6n de contratos de importaci6n o exportaci6n: Reporte: En la oportunidad indicada en el numeral 6.3.2 del presente procedimiento y conforme al formato establecido por el COES. Emisor: Agente Autorizado. Receptor: COES. 6. METODOLOGiA 6.1. Determinacion de la Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional La determinaci6n de la Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional se realizara a !raves de estudios electricos coord inados entre el COES, el Transmisor Titular y el operador del otro sistema. Dichos estudios analizaran las medidas a ser adoptadas en el SEIN que sean necesarias para cumplir los niveles de calidad, seguridad y confiabilidad establecidos en la normativa nacional. Los estudios requeridos seran, entre otros, los siguientes: Estudios de flujo de carga. Estudios de corto circuito. Estabilidad permanente y transitoria. Determinaci6n de esquemas de desconexi6n de carga por baja frecuencia y/o bajo voltaje o tension. Estudios sabre esquemas de separaci6n de areas. Transitorios electromagneticos, si se consideran necesarios. Coordinaci6n de Protecciones. Otros estudios que conjuntamente definan los Operadores de los Sistemas. La Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional sera actualizada cuando se modifique el parque generador o la topologia del Area Operativa Norte del SEIN. El plazo maximo para dicha actualizaci6n sera de cinco (5) d ias habiles de ocurrida la modificaci6n . BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504877 De manera transitoria, entre tanto se efectuen los referidos estudios electricos coordinados, la Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional sera determinada por el COES para el escenario de mayor potencia de cortocircuito en la Barra Frontera. El valor de la Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional sera publicado en el Portal de Internet del COES. 6.2. Determinacion de los excedentes para ex portacion y la capacidad de importacion La magnitud posible de los lntercambios de Electricidad esta dada: por los excedentes de potencia y energia del SEIN para el caso de la exportaci6n y por los bloques de carga del SEIN posibles de trasladar al otro sistema para el caso de importaci6n. Los excedentes de potencia y energia seran aquellos recursos de generaci6n que no sean requeridos para atender la demanda intema o para mantener la seguridad del suministro de dicha demanda. Se podra mantener como reserva fria del SEIN las unidades no sincronizadas cuyo tiempo de sincronizaci6n hasta llegar a plena carga es inferior al tiempo que toma las maniobras de desconexi6n de la exportaci6n. Las Centrales de Reserva Fria adjudicadas por la Agencia de Promoci6n de la Inversion Privada - Proinversi6n, no seran consideradas en la evaluaci6n de los excedentes de energia . Adicionalmente con caracter referencial, el COES publicara en su Portal de Internet conjuntamente con la publicaci6n de excedentes de energia y potencia, las unidades de generaci6n asociadas a los excedentes, los requerimientos de servicios complementarios para efectuar las operaciones de importaci6n o exportaci6n y las unidades consideradas como reserva fria, conforme a la informaci6n disponible al momenta de la publicaci6n. Ademas publicara los archivos de datos de entrada de los modelos utilizados. Los excedentes seran determinados considerando lo siguiente: 6.2.1. Excedentes de Largo Plazo Seran determinados como resultado de la programaci6n de largo plazo, luego de cubrir la demanda intema prevista. Los excedentes seran calculados en un escenario normal, sin considerar contingencias de generaci6n ni transmisi6n, y con una hidrologia promedio. El ultimo dia habil de cada afio, el COES publicara en su portal de internet los excedentes de energia y potencia que podrian ser exportados para los siguientes cuatro afios. 6.2.2. Excedentes de Mediano Plazo Seran determinados a partir de un despacho 6ptimo, luego de cubrir la demanda interna prevista. Los excedentes seran calculados en un escenario normal, sin considerar contingencias de generaci6n ni transmisi6n, y con las mismas premisas de hidrologia utilizadas para el Programa de Mediano Plazo de la Operaci6n del SEIN. Para cada bloque horario definido en el programa de mediano plazo, mensualmente cada noveno dia habil, el COES publicara en su portal de internet los excedentes de energia y potencia que podrian ser exportados. 6.2.3. Excedentes y la capacidad de importacion de Corto Plazo Seran determinados a partir de los modelos utilizados para elaborar los programas de despacho de corto plazo , luego de cubrir la demanda interna prevista. El COES publicara los excedentes de energia y potencia y los bloques de carga para importaci6n de la siguiente manera: Para la programaci6n semanal, se publicara con resoluci6n horaria, a las 18:00 h de los miercoles de forma preliminary a las 18:00 h de los jueves de forma final de cada semana. Para la programaci6n diaria (PDO), se publicara el dia anterior a las 09:00 h la capacidad de importaci6n ya las 11 :00 h los excedentes. 6.3. Contratos para lntercambios de Electricidad El COES mantendra publicada la informaci6n referida a los contratos declarados en su Portal de Internet. 6.3.1. Representante del Agente Autorizado Los Agentes Autorizados interesados en realizar lntercambios de Electricidad, deberan designar ante el COES a su(s) representante(s) autorizado(s) a fin de que sean los responsables de comunicar al COES sus contratos de lntercambios de Electricidad y las correspondientes declaraciones de ejecuci6n. El COES les proporcionara los instructivos necesarios sobre el mecanismo de comunicaci6n de los contratos. La designaci6n de los representantes se realizara a traves de un formato proporcionado por el COES. 6.3.2. Comunicacion de contratos La comunicaci6n de los contratos que realicen los representantes del Agente Autorizado obligara a sus representadas, con relaci6n a los lntercambios de Electricidad que se ejecuten. La comunicaci6n de los contratos se efectuara dentro de los cinco (5) dias habiles de suscritos los mismos. La informaci6n requerida de los contratos es la siguiente: Nombre del Agente Autorizado. Nombre del agente habilitado del otro sistema. Tipo de operaci6n (importaci6n / exportaci6n) Fecha de inicio y finalizaci6n del contrato Potencia maxima contratada. Copia del contrato o acuerdo de intercambio. En caso que un Agente obvie algun dato solicitado, la declaraci6n se considerara como no comunicada al COES. 6.3.3. Declaracion de ejecuci6n de contrato Los Agentes Autorizados que cuenten con contrato vigente, deberan declarar la ejecuci6n de los mismos cuando requieran realizar lntercambios de Electricidad. Dicha declaraci6n de ejecuci6n debera realizarse dentro de los parametros de su contrato declarado y ajustarse a los terminos y condiciones establecidos en el presente procedimiento. El Peruano 504878 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 La declaracion de ejecucion de contratos servira para identificar a los Agentes Autorizados que participaran en los lntercambios diarios y las correspondientes magnitudes de potencia que cubriran la Capacidad de Transmision del Enlace Internacional, considerando el orden de prelacion en que los contratos fueron comunicados al COES segun el numeral 6.3.2 del presente procedimiento. El Agente Autorizado no podra terminar de manera anticipada la ejecuci6n de un intercambio que haya sido considerado en un Programa Diario de Operaci6n (PDO). 6.4. Consideraciones para la programacion de lntercambios de Electricidad El COES publicara diariamente, antes de las 16:00 h, el PDO considerando la energia de lntercambios de Electricidad. El COES identificara en el PDO, para el caso de importacion, las unidades de generacion requeridas con anterioridad para los procesos de conexion y/o desconexion del Enlace Internacional. Para el caso de la exportaci6n, informara si fue necesario asignar una reserva adicional para la regulacion de frecuencia debido a la exportacion. 6.4.1. Participantes de los intercambios y Magnitud de energia a intercambiar El COES efectuara cada d ia la evaluacion de la coberlura diaria de la Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional por contratos con ejecucion declarada. Para la programaci6n de lntercambios de Electricidad, los programas de operacion diaria del COES utilizaran las declaraciones de ejecucion de contratos recibidas hasta las 10:00 h para el caso de importacion y hasta las 13:00 h. para el caso de exportacion. De esta manera quedaran definidos los Agentes Autorizados que participaran de los lntercambios de Electricidad en el periodo prograrnado. La magnitud de energia a intercarnbiar, que sera determinada con una resolucion horaria, debera establecerse considerando las restricciones de la Capacidad de Transmisi6n del Enlace Internacional, disponibilidad de excedentes determinados por el operador y cobertura de bloques de carga prevista mediante las declaraciones de ejecucion de contratos de los parlicipantes definidos en el parrafo anterior. 6.4.2. lmportacion Para la importacion, se considerara la energia factible de ser importada, definida en el numeral 6.4.1, en el modelo ulilizado para la programacion diaria. La consideracion de la importaci6n no debera conllevar a un resultado de programaci6n del despacho con vertimiento en unidades de generacion hidroelectrica del SEIN. 6.4.3. Exportacion Una vez confirmada la magnilud de la energia a exportar, definida en el numeral 6.4.1, la demanda ecuatoriana sera agregada a la demanda nacional con lo cual se elaborara el PDO. Durante los periodos de congestion del gasoducto de Camisea declarados por el Ministerio de Energia y Minas, en el uso de sus facultades establecidas mediante el Decreto Legislativo N°1041 , no se programaran exportaciones que lleven al sistema a una situacion de congestion del ducto de gas natural de Camisea. 6.5. Criterios de evaluacion de la operacion de intercambios 6.5.1. lnforme semanal de la operacion de lntercambios de Electricidad El COES remilira al Ministerio de Energia y Minas y al OSINERGMIN la informacion de la operacion de lntercambios de Electricidad donde se evidencie de que se ha dado prioridad al abastecirniento del mercado interno. Dicha informacion sera remitida el miercoles siguiente a la semana operaliva en que se realizaron lntercambios de Eleclricidad. 6.5.2. Operacion de unidades de generaci6n y Servicios complementarios vinculadas a los lntercambios a) La calificacion de operacion de las unidades de generacion sera de acuerdo a los Procedimientos Tecnicos del COES. b) Para el caso de exportacion, a partir de la informacion consignada en el PDO yen el reporte de operacion del Coordinador se determinara dos despachos diarios con el mismo modelo utilizado en la programacion, actualizando la informacion ejecutada. El primer despacho considerara la energia exportada y el segundo excluira la energia exportada y los servicios complementarios asociados a la exportacion. Para efectuar estos despachos se considerara los criterios e informacion siguientes: o La demanda ejecutada del SEIN. o La canlidad de energia producida en el d ia por las centrales hidroelectricas. Al respecto, se permite el uso de embalses de regulacion diaria. o La produccion ejecutada de las centrales RER, centrales de cogeneracion y centrales en pruebas. o Los mantenimientos ejecutados, condiciones iniciales del d ia anterior y demas restricciones consideradas en la programaci6n de la operacion y en la operacion en tiempo real de las centrales de generacion. c) Se delerminara la reserva rotante ejecutada asociada a la exportacion en la misma proporcion de la reserva rotante adicional asignada respecto del total programado. La reserva rotante adicional asignada sera la informada en el ultimo PDO y/o la regislrada en las bitacoras del Coordinador. d) Para el caso de importacion, seran alribuidas a la importaci6n el arranque de una unidad de generacion destinada a propiciar las condiciones de conexion/desconexi6n del Enlace Internacional. 6.5.3. Consideraciones para la determinaci6n del Costo Marginal de Corto Plazo Para la delerminaci6n del Cosio Marginal de Corio Plazo, no se tomara en cuenta la demanda asociada a los intercambios ni sus efectos en las perdidas del SEIN. Para el caso de exportaci6n, el costo marginal se delerminara considerando solamente la demanda nacional. Para ello en la aplicacion del PR-07 se utilizara el segundo despacho diario delerminado en el inciso b) del numeral 6.5.2 del presente procedimiento. Para el caso de importacion, el precio de la energia imporlada no se tomara en cuenta para determinar el costo marginal del Sistema. Si el seccionamiento del sistema para importacion nose debe a restricciones en el sistema de transmision nacional, el area seccionada se considerara como conectada al SEIN. BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504879 6.5.4. Compensaciones econ6micas por transgresi6n de la NTCSE Para la importaci6n, la aplicaci6n de la Primera Disposici6n Complementaria del Decreto Supremo N° 011- 2012-EM se hara efectiva a partir de la fecha y hora de inicio de maniobras para la importaci6n ordenada por el COES hasta la fecha y hora de finalizaci6n de maniobras destinadas para culminar con la importaci6n. Para la exportaci6n, en el caso de una perturbaci6n ocurrida en el otro sistema ocasione transgresiones a la Norma Tecnica de Calidad de los Servicios Electricos (NTCSE) en el SEIN, el Agente exportador sera el responsable por las mismas. 6.5.5. lnvestigaci6n preliminar de perturbaciones relacionadas con la lnterconexi6n En cumplimiento del Acuerdo Operativo, siempre que se presenten eventos que afecten los lntercambios de Electricidad, tales como la desconexi6n de carga, perdidas de generaci6n, variaciones de frecuencia, voltaje o tension, fuera de los limites establecidos para el Estado de Operaci6n Normal segun el Acuerdo Operativo, se realizaran intercambios de informaci6n entre el COES y el operador del otro sistema. El COES debe producir el informe correspondiente a un evento o disturbio considerando las siguientes fases: el intercambio de informaci6n operativa (Reporte Operativo de Falla o lnforme Preliminar de Perturbaciones), analisis y evaluaci6n tecnica del evento, elaboraci6n del lnforme Final del evento. El COES mantendra publicados los informes intercambiados. 6.5.5.1. lnforme Preliminar de Perturbaciones Este reporte contiene una descripci6n de la falla y la informaci6n disponible en los operadores de los sistemas y, sera intercambiado a mas tardar 24 horas despues de ocurrida la Falla, por correo electr6nico o via FAX. 6.5.5.2. Analisis y Evaluaci6n de la Perturbaci6n Son los analisis y evaluaciones realizadas con la informaci6n disponible. El COES intercambiara informaci6n con el operador del otro sistema dentro de los 5 d ias habiles, posteriores a la Falla. 6.5.5.3. lnforme Final de la Perturbaci6n El informe Final contiene un analisis detallado de la falla con el objetivo de establecer las acciones correctivas para que en el futuro, en lo posible, esta falla sea evitada. Este informe debera emitirse en un maxima de 15 dias calendario despues de transcurrida la falla. Ante una falla que lo amerite, en el caso que la falla haya ocurrido en el SEIN, el COES podra determinar para si mismo un plazo adicional para la entrega del informe final de la falla. Este plazo sera informado al operador del otro sistema por correo electr6nico u otro medio alternativo. Contenido de referenda del lnforme Final de la falla: o Descripci6n de la Falla incluyendo fecha y hora, causa y equipos involucrados. o Energia no suministrada. o Fraccionamiento del sistema y areas afectadas. o Transferencias por elementos relevantes (flujos de potencia) antes y despues de la Falla. o Actuaci6n de protecciones y esquemas especiales asi como acciones tomadas para prevenir recurrencias. o Detalle de las variables del sistema de potencia (por ejemplo: evoluci6n de la frecuencia frente a la generaci6n, los sistemas de control y la demanda). o Aspectos relevantes sobre el restablecimiento. o Conclusiones y recomendaciones. o Anexos. Se anexara, en medio digital, la siguiente informaci6n sobre la Falla, en lo que sea pertinente: o lnformaci6n Operativa: Voltajes o tensiones, transferencias de potencia, frecuencia, demandas, generaci6n, topologia y otros. o Registros y reportes sobre la falla: Registros de falla (Formato COMTRADE con todas las sefiales anal6gicas y digitales registradas por protecciones y registradores de falla), reporte de eventos, registro de protecciones y alarmas, registro de frecuencia, secuencia de eventos (siglas en ingles SOE), informes de fallas y otros. En caso que la perturbaci6n genere trasgresi6n a la Norma Tecnica de Calidad de los Servicios Electricos (NTCSE), el lnforme Final de la Perturbaci6n sera enviado dentro de las 24 horas de emitido al Comite Tecnico de Analisis de Fallas CT-AF que se haya instalado para tal fin, con el objeto de que lo tenga en cuenta para el analisis respectivo y continue con lo establecido en el PR-40 "Procedimiento para la aplicaci6n del numeral 3.5 de la NTCSE". 6.6. Valorizaci6n de las transferencias considerando los intercambios Los Agentes Autorizados participaran en las transferencias del COES considerando lo siguiente: 6.6.1. Determinaci6n del Costo Total de la Energia Activa Exportada El Costo Total de la Energia Activa Exportada es determinado para cada dia como la diferencia del costo de operaci6n diaria de los despachos reproducidos segun el literal b del numeral 6.5.2 del presente Procedimiento. Adicionalmente, se incluira la diferencia de los costos de combustible del arranque y parada y por baja eficiencia en rampas de carga y descarga de ambos despachos. 6.6.2. Valorizaci6n de las transferencias de energia El Agente Autorizado que haya efectuado lntercambios de Electricidad, participara con las mismas obligaciones y derechos establecidos para los Generadores en el PR-10 "Valorizaci6n de las Transferencias de Energia Activa entre Generadores lntegrantes del COES" o el que lo sustituya. Las transferencias de energia de los lntercambios de Electricidad se efectuan en la Barra Frontera ubicada en la Subestaci6n Frontera. El COES proporcionara a los Agentes Autorizados que realizaron intercambios en el mes, la informaci6n base necesaria que les permita cumplir con lo establecido respecto a la declaraci6n de Entregas y Retiros en el PR-10. Los Agentes Autorizados deberan declarar de manera coordinada su retiro de energia en la Barra Frontera si son exportadores, o su entrega de energia en la Barra Frontera si son importadores. Adicionalmente, los Usuarios Libres y Distribuidores importadores podran declarar Retiros en Barras de Transferencia del SEIN, equivalentes a la magnitud de energ ia importada en el mes. Dichos Retiros deberan ser declarados de manera coordinada con sus suministradores y deberan respetar las condiciones establecidas en el mercado peruano referidas a los suministros compartidos, de acuerdo al articulo 102° del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas. El Peruano 504880 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 Cuando existan diferencias entre el total de los lntercambios de Electricidad declarados, en el proceso de valorizaci6n de transferencias, por los Agentes Autorizados y el total de los lntercambios de Electricidad registrados por los medidores, el COES asignara la energia importada o exportada a los Agentes Autorizados de acuerdo al orden en que fueron declarados sus contratos hasta cubrir el total de la potencia contratada declarada. De existir un exceso, el mismo se asignara a los Agentes Autorizados en proporci6n a la potencia contratada declarada para el periodo de intercambio. Las Entregas y Retiros en los Sistemas Secundarios o Complementaries de Transmisi6n necesarios para modelar los lntercambios de Electricidad seran acordados entre los Agentes Autorizados y demas Agentes que participan en dichos sistemas de transmisi6n. El acuerdo referido debera incluir el modelo de asignaci6n de perdidas de los enlaces de transmisi6n secundario o complementario involucrados. 6.6.3. Costos adicionales asociados a los lntercambios de Electricidad Los costos adicionales de la energia de intercambios que no estan cubiertos por el costo marginal de corto plazo se identifican para el caso de exportaci6n a traves de Ires componentes: a. Componente 1: Se evalua para periodos diaries la diferencia entre el Casto Total de la Energia Activa exportada, calculada en el numeral 6.6.1 del presente procedimiento y la valorizaci6n de la energia exportada a costo marginal de corto plaza. La liquidaci6n def Componente 1 considera los siguientes pases: El monto de este componente sera pagado por los Agentes Autorizados en proporci6n a la energia exportada en el dia. Dicho monto sera destinado como pago a cuenta de las compensaciones, derivadas de la diferencia del costo variable y el costo marginal de corto plaza, a las unidades que incrementaron su producci6n total de energ ia activa en el dia evaluado. Dichas unidades seran aquellas para las cuales resulte positiva la diferencia de su generaci6n diaria ejecutada menos su generaci6n resultante def segundo despacho diario al que se refiere el incise b) del numeral 6.5 .2 def presente procedimiento. El pago a cuenta sera asignado a las unidades de generaci6n identificadas en el parrafo anterior de acuerdo al siguiente orden hasta agotar el monto del Componente 1: unidades que operaron "por potencia y energia", unidades que prestaron servicios complementaries y unidades que operaron a "minima carga". b. Componente 2 : Los Agentes Autorizados exportadores deberan declarar el monto por exceso de energia reactiva asociada a la energia activa exportada determinado segun lo establecido en el numeral 3.1 del PR-15 "Valorizaci6n de Transferencias de Energia Reactiva entre lntegrantes del COES", o el que lo sustituya_ La informaci6n debera ser declarada al COES hasta el d ia 5 del mes siguiente al mes de valorizaci6n. c. Componente 3: El costo de la regulaci6n de frecuencia atribuible a la exportaci6n sera asumida por los Agentes Autorizados que realicen intercambios en proporci6n a la energia exportada en el periodo de exportaci6n. En caso de importaci6n, la compensaci6n de costos de las unidades de generaci6n destinadas a propiciar las condiciones de conexi6n/desconexi6n del Enlace Internacional, incluidos los costos de arranque, parada y operaci6n en baja eficiencia, seran asumidas por los Agentes Autorizados importadores en proporci6n a la energia intercambiada evaluada para periodos diaries. 6.6.4 . Transferencias de Potencia Al Agente Autorizado se le aplicara los procedimientos relacionados a las transferencias de potencia con las siguientes consideraciones: Para la determinaci6n de la Recaudaci6n total por peaje por conexi6n a que se hace referencia en el numeral 8.2 del PR-23 se considerara: I. El Agente importador asumira la demanda asociada a la importaci6n coincidente con el lntervalo de Punta def Mes multiplicado por el Peaje por Conexi6n y de Transmisi6n Unitario fijado por OSINERGMIN. 11. El Agente exportador asumira como demanda, la maxima demanda mensual exportada multiplicada por el cociente resultante de dividir el numero de dias en los que estuvo presente con al menos un periodo de exportaci6n y el numero de dias del mes. Para la determinaci6n del Egreso por Compra de Potencia a que se hace referencia en el numeral 8.1 del PR-27 se considerara: I. El Agente importador asumira la demanda asociada a la importaci6n coincidente con el lntervalo de Punta def Mes. II. El Agente exportador no asumira la demanda asociada a la exportaci6n, para tal efecto dicha demanda sera considerada igual a cero. Para la determinaci6n de la Maxima Demanda Mensual a nivel de generaci6n referida en el numeral 7 del PR-28, se considerara: I. Para cases de exportaci6n se debera descontar la demanda asociada a la exportaci6n en la Barra Frontera. II. Para cases de importaci6n se debera agregar la demanda importada en la Barra Frontera. Para la deterrninaci6n de la Palencia Firrne Remunerable a que se hace referencia en el numeral 8.2 del PR-28, no se considerara la demanda asociada a la exportaci6n. Para los efectos de aplicaci6n del PR-29 no sera considerada la importaci6n de electricidad. Los resultados estaran incluidos en los informes de Valorizaci6n de Transferencias de Energia Activa, Energia Reactiva y Potencia emitidos mensualmente. 6.6.5 Compensaci6n a unidades con costo variable superior al costo marginal. En caso que resulten unidades que operaron "por potencia y energia" con costos variables superiores al costo marginal en los dias de exportaci6n, y el Componente 1 no cubra esta compensaci6n, el monto restante sera cubierto utilizando el mecanismos de pago de las unidades que operan por Minima Carga_ BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504881 6.7. Operacion del Enlace Internacional 6.7.1. Causales para la interrupcion del lntercambio de Electricidad El lntercambio de Electricidad puede ser interrumpido, previa coordinacion entre los Operadores de los Sistemas bajo los siguientes causales: a) Ante un Estado Operativo de Emergencia en cualquiera de los sistemas. b) Ante un Estado Operativo de Alerta que requiera de la interrupcion del intercambio para pasar al Estado Operativo Normal. c) Cuando no exista excedente de potencia y energia que permita atender la demanda interna o mantener la seguridad del suministro de cada sistema, segun el Operador del Sistema exportador. d) Ante la averia permanente de cualquier elemento del sistema de medici6n que impida el registro confiable del flujo de energia. Salvo acuerdo expreso de las partes contratantes sobre el tratamiento de perdidas del enlace comunicado a sus correspondientes Administradores de Mercado. e) Ante la suspension y terminacion del Acuerdo Operativo, conforrne a lo establecido en el numeral 19 del mismo. 6.7.2. Suspension de los lntercambios de Electricidad El COES podra suspender la ejecuci6n de los lntercambios de Electricidad ("Notificaci6n de Suspension de los lntercambios de Electricidad") ante la ocurrencia de cualquiera de los siguientes eventos: i. Por suspension de los lntercambios de Electricidad declarada segun lo establecido en los contratos comerciales, entre Agentes Autorizados. ii. Por la ocurrencia de un evento de Fuerza Mayor o Caso Fortuito a solicitud del operador del sistema afectado. Sin embargo, el operador afectado debera dar aviso de la ocurrencia de cualquier evento de Fuerza Mayor o Caso Fortuito dentro de los cuatro (4) dias calendarios siguientes al memento de la ocurrencia de tales eventos indicando, el dia y hora del inicio de dicha ocurrencia y detallando la naturaleza del evento y su alcance. iii. Ante la suspension del Acuerdo Operativo. 6.8. Coordinacion con el Transmisor Titular 6.8.1. Pruebas de Desempeno de la Operacion del Enlace Internacional Cuando el COES, como resultado de los estudios conjuntos con el operador del otro sistema, recomiende pruebas reales de desempefio de la lnterconexi6n, las mismas seran ejecutadas siguiendo los procedimientos comunicados por el COES al Transmisor Titular. 6.8.1.1. Pruebas en las instalaciones Previo a la ejecucion de las pruebas de desempefio del Enlace Internacional, el Transmisor Titular efectuara, las pruebas asociadas a su respectiva instalacion, que basicamente son las siguientes: o Pruebas de Patio. o Pruebas Funcionales. o Pruebas Punto a Punto. 6.8.1.2. Pruebas del Enlace Internacional entre sistemas En estas pruebas se registrara toda la inforrnaci6n establecida en los protocolos respectivos, y se verificara el adecuado funcionamiento de los esquemas de supervision, control y proteccion de la interconexion, asi como el desempefio de los sistemas de los paises ante la interconexion. Para proceder a las pruebas se realizaran los estudios correspondientes con el fin de identificar la configuracion y medidas de seguridad requeridos para su ejecuci6n. Basicamente las pruebas, cuyo alcance sera definido por el COES y el Operador del otro sistema, son las siguientes: o Sistema de comunicacion de voz (DOI, SKYPE). o Pruebas de teledisparo con/sin apertura de los interruptores. o Pruebas de energizacion en vacio desde cada extreme de la interconexion. o Simulaci6n de Disparos transferidos directos por actuacion del esquema de protecci6n o de pruebas con transferencia de carga. o Otras pruebas que en conjunto definan los Operadores de los Sistemas, en concordancia con la Ley Aplicable. Adicionalmente, para efectuar las pruebas entre sistemas que requieran lntercambios, debera existir la declaracion de un contrato de importacion/exportaci6n por un Agente Autorizado que asuma los intercambios. 6.8.2. Comunicacion de cambios en instalaciones Antes de efectuar cambios en las instalaciones asociadas al Enlace Internacional, el Transmisor Titular debera ser inforrnado al COES. 6.8.3. Equipos de supervision de la lnterconexion El Transmisor Titular instalara los equipos de supervision necesarios que le perrnitan al COES, contar en tiempo real con las sefiales de frecuencia, tension de linea y de barra, corriente, potencia activa, potencia reactiva, posici6n de equipos de maniobra, posicion de LTC (Load Tap Changer) de transforrnadores asociados y de los equipos de compensacion de la subestacion a su cargo. Adicionalmente, las subestaciones frontera de la lnterconexion, deberan contar con equipos registradores de fallas y de analisis de eventos (reportes de eventos SOE). 6.8.4. Energizacion y Desenergizacion del Enlace Internacional Las maniobras en las Subestaciones Frontera seran ordenadas por el COES y seran ejecutadas por el Transmisor Titular. El numero de maniobras diarias de conexion y desconexion del Enlace Internacional estara limitado unicamente por Restricciones Operativas y de seguridad, definidas en los estudios electricos bilaterales. El Peruano 504882 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 La interconexi6n servira a una carga radial de cualquiera de los dos sistemas, segun el intercambio que se encuentre programado. El cierre/apertura de Cuellos Muertos del Enlace Internacional, previo/posterior a las transferencias entre los dos paises, se hara siguiendo el procedimiento Ad-Hoc que comunique el COES. Las Maniobras de conexi6n/desconexi6n y sincronizaci6n de la interconexi6n se haran siguiendo el protocolo Ad-Hoc que comunique el COES. En periodos en los que nose requiera utilizar, el Enlace Internacional podra ser energizado en vacio desde cualquiera de los dos extremos, a solicitud de uno de los operadores de los sistemas, en comun acuerdo, siempre y cuando las condiciones operativas del sistema lo perrnitan. 6.8.5. Coordinaci6n de la ejecuci6n de Mantenimientos El COES coord inara la ejecuci6n de las maniobras con el Transmisor Titular y mantendran una comunicaci6n perrnanente durante las maniobras. Para que una parte o lodo el equipo queden consignados o intervenidos, se deben cumplir las medidas de seguridad requeridas para el cumplimiento del trabajo solicitado. El personal de operaci6n de una inslalaci6n no podra ordenar o ejecutar maniobras de liberaci6n de un equipo consignado o intervenido, sin la autorizaci6n del Transmisi6n Titular, previa coordinaci6n con el COES. 6.8.6. Devoluci6n y Puesta en Servicio del Equipo La devoluci6n de un equipo en mantenimiento, o declaraci6n de su disponibilidad operativa, especialmente en el caso de lineas de transmisi6n, debe hacerla el Transmisor Titular. El COES autorizara al Transmisor Titular, las respectivas maniobras para la puesta en servicio del equipo consignado o intervenido. En caso de que un equipo fuere devuello con alguna reslricci6n, esta no debe ser obstaculo para su puesta en operaci6n, entendiendose solamente como una limitaci6n en su capacidad. Esta restricci6n debera quedar claramente definida y reportada por el Transmisor Titular al COES. 6.8.7. Restablecimiento de la interconexi6n Si las pruebas de energizaci6n del Enlace Internacional fueran fallidas, antes de declarar la Disponibilidad de la lnterconexi6n, el Transmisor Titular inspeccionara la linea, deterrninara la causa de la falla y coordinara con el COES las maniobras de energizaci6n. 6.8.8. Comunicaci6n entre Subestaciones Frontera El Transmisor Titular debera tener la capacidad de efectuar y recibir comunicaciones con la Subestaci6n Frontera de Ecuador. Para ello debera mantener disponible su sistema de comunicaci6n propio y el sistema de comunicaci6n por fibra 6ptica entre Subestaciones Frontera. A solicitud del COES, el Transmisor Titular realizara coordinaciones con el Transmisor Titular de la Subestaci6n Frontera de Ecuador. Asimismo el Transmisor Titular debera comunicarse con el COES en caso de recibir comunicaciones provenientes de la Subestaci6n Frontera de Ecuador. 6.8.9. Sistema de medici6n en la Barra Frontera El COES indicara al titular del sistema de medici6n, la inforrnaci6n que requiere de los Contadores de Energia. El titular del sistema de medici6n, remitira al COES las lecturas de los contadores del Enlace Internacional cada dia que se efectuen intercambios. Dichas lecturas deberan contener la inforrnaci6n requerida por el COES. La informaci6n sera remitida al COES a !raves de su Portal de Internet hasta las 09:00 h del d ia posterior al dia que se efectuaron intercambios. El COES validara la informaci6n remitida por el Transmisor Titular y publicara en su Portal de Internet la lectura correspondiente. El titular del sistema de medici6n proporcionara al COES y al Administrador de Mercado del otro pais, el acceso remoto de lectura al Contador de Energia principal y de respaldo a !raves de un IP publico o numero de telefonia publica. El titular del sistema de medici6n mantendra vigente el certificado de contrastaci6n de los contadores con una antig0edad no mayor a 1 afio. 7. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS 7.1. lntercambios de Electricidad de Emergencia En caso que la Direcci6n General de Electricidad comunique al COES la necesidad de realizar lntercambios de Electricidad de emergencia, dicha comunicaci6n debera contener el nombre del Agente Autorizado responsable del lntercambio de emergencia. Para este caso se exceptuara el proceso normal establecido en el presente procedimiento y se iniciaran los lntercambios de Electricidad dentro de plazos tales que permitan la coordinaci6n entre los operadores de los sistemas, salvaguardando en todo momento la seguridad de abastecimiento del mercado intemo. En un plazo maximode 72 horas de iniciado el lntercambio de Electricidad de emergencia, el referidoAgenteAutorizado debera regularizar las declaraciones de dichos intercambios de acuerdo al numeral 6.3 del presente procedimiento. 8. DISPOSICIONES TRANSITORIAS 8.1. Limite de maniobras del Enlace Internacional De manera transitoria, entre tanto se efectuen los estudios electricos coordinados con el operador del otro pais, el numero de maniobras diarias, sin considerar fallas, estara limitada a Ires operaciones de conexi6n y Ires operaciones de desconexi6n del Enlace Internacional. 8.2. Primera publicaci6n de excedentes de Largo Plazo La primera publicaci6n de excedentes de largo plazo se realizara dentro de los sesenta (60) d ias habiles de aprobado el presente procedimiento . 1000630-1