Regulación de Las Energías Renovables

Regulación de las Energías Renovables en el Perú

Ing. Daniel Cabrera LlamocaEspecialista Técnico de la División de Generación y Transmisión

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN

[email protected]

III Foro Regional de Energía: “Desarrollo de las

Energías Renovables”

mailto:[email protected]

1 Introducción

2 Marco normativo – Promoción RER

3 Diseño de la Subasta RER

4 Resultados de las Subastas RER

5 Impacto Usuario Final

6 Conclusiones

Índice

1 Introducción

Consumo de Energía por Regiones

4

Fuente: BP Statistical Review, June 2012

Potencial de las energías renovables

5

El reto de la humanidad es explotar la

energía solar

Cumbre Rio +20

Fuente: WEF: “The Global Energy

Architecture Performance Index -

Report 2013”

Nivel de electrificación

Fuente: CIER (2012) Síntesis informativa energética – datos al 2010

Último lugar en América

del Sur

Recursos energéticos del Perú

10

Agua

Petróleo

VientoGeotermia

Mareomotriz XSolar

Gas Natural

Potencial en Energías Renovables

11

Potencial Eólico del Perú

12Fuente: Atlas Eólico del Perú (MINEM)

13

Potencial de energías renovables

Perú tiene una enorme capacidad de generación eléctrica con energías

renovables no aprovechada

Fuente de

Energía

Renovable

Potencial

Total

(MW)

Capacidad

Instalada

(MW)

%

Hidráulica 69445 2954 4,3%

Eólica (Viento) 22450 142 0,6%

Solar Indefinido 80 -

Biomasa Indefinido 27 -

Geotermia 3000 0 -

Producción de electricidad SEIN

14

Fuente: OSINERGMIN

El Perú es un país hidro-térmico en la generación de electricidad

Hidroelectricidad

Gas Natural

15

Visión futura de participación RER

Producción de electricidad 2012

Visión futura de la producción de

electricidad 2040

Fuente: Consultoría para elaborar una Nueva Matriz Energética

Sostenible (NUMES) y Evaluación Ambiental Estratégica

(EAE), como Instrumentos de Planificación

• Según estudio NUMES:

2 Perú: Marco Regulatorio promoción de

energías renovables

RER: Evolución del marco regulatorio

• ANTES DEL AÑO 2008: Inicialmente, el marco regulatorio evolucionó hacia el desarrollo de la electrificación rural y el uso eficiente de energía:

RER: Evolución del marco regulatorio

• AÑO 2008: El marco regulatorio ha evolucionado hacia el desarrollo de la producción de electricidad con energías renovables a gran escala (On-grid y Off-grid)

Reglamento instalaciones RER

autónomas

2013

D.S. N° 20-2013-EM

Tercera

Subasta RER

(Convocatoria: 12/08/2013

RER: Alcances del marco regulatorio

• Resumen (DL-1002):– La Ley establece como prioridad nacional la promoción de las energías

renovables

– La Ley define como Recursos Energéticos Renovables (RER) a lasfuentes de Energía Renovable No Convencional:

• Solar

• Eólico

• Geotérmico

• Biomasa

• Hidroeléctrico hasta 20 MW (Hidroeléctrica RER)

– La Ley promociona las ventas de electricidad RER a través deSUBASTAS

19

RER: Alcances del marco regulatorio

• Nivel de Penetración RER:– A la fecha el objetivo de renovables (excluyendo pequeñas hidro) es 5% del

consumo de energía.

– Cada dos (2) años el MINEM establece el objetivo por tipo de tecnología.

• Principales Incentivos ofrecidos:

– Prioridad para el despacho del COES y compra de la energía producida.

– Prioridad en el acceso a las redes de T&D.

– Tarifas estables a largo plazo (determinadas mediante subastas).

• Las Bases de la Subasta: aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas.

• Osinergmin: conduce la subasta, fija los precios máximos y determina las Primas mediante liquidaciones anuales.

20

RER: Mecanismo de Pago

• Adjudicación de precios:– Todos los participantes entregan ofertas de energía anual (MWh) y su

precio asociado (en US$/MWh). Se adjudica a las ofertas que ofrecen menor precio hasta cubrir la cuota de energía

– Los adjudicatarios tienen derecho a:– Un ingreso mínimo igual al producto de la energía y tarifa ofertadas, siempre que

cumpla con su obligación de energía anual

– Un ingreso adicional equivalente a la energía en exceso valorizada a CMg

– Un ingreso adicional si entrega energía reactiva

21


• Liquidación de Ingresos de los generadores RER:– El pago anual del “Ingreso” proviene de dos fuentes:

– Ingresos a CMg = venta de la energía producida al mercado spot + ingresos por capacidad.

– Complementado por los Ingresos por Prima recaudado de los clientes finales

22

US$/MWh

Ingreso

Anual

Precio

Ofertado

CMg

Prima(Usuario

Final)

Ingreso

a CMg(COES)

Energía

ofertada

Energía

ofertada

• El primer cargo por Prima se establece al final del período tarifario anual en elcual entró en operación comercial el proyecto RER, de acuerdo con sucontrato.

• El Cargo por Prima se determina sobre la base del balance del año anterior(ingreso sobre la energía ofertada versus el ingreso real a costo marginal) yconsiderando los ingresos estimados para el siguiente año. Toda informaciónde ingresos es proporcionada por el COES.

• El valor del Cargo por Prima es revisado trimestralmente a fin de efectuar losajustes necesarios en base a información actualizada de ingresos.

• Todos los balances se realizan considerando una tasa de 12% de acuerdo conlo establecido en el Decreto Legislativo N° 1002.

“Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos

Energéticos Renovables”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 001-2010-OS/CD


23

• Los generadores son responsables de recolectar todos los cargos de

generación y transmisión que pagan los usuarios finales:

Peajes por Transmisión Principal

Cargo por Capacidad

Tarifas de Energía (punta y fuera de punta)

Cargos Especiales (p.e. Cargo por Prima, Cargo por Seguridad de

Suministro, Cargo por Generación Adicional)

• Generadores reportan lo recolectado y el COES establece cuánto

cada generador debe pagar a las empresas de transmisión y a los

beneficiarios de los cargos especiales:

El COES no recolecta dinero ni efectúa pago alguno.

Por incumplimiento de pagos se aplican sanciones administrativas y

multas.


Alcances del Reglamento de generación RER Autónomas

• Próximamente: Subasta 500 mil paneles PV off-grid

Meta 2016: 98% de cobertura de electricidad

Áreas a Subastar

Poblados

Instalación PV

Off-grid

80 Wp

Ministerio

Energía y

Minas

Empresa

Distribuidora

Inversionista

FV

Fideicomiso

Agencia

Reguladora

$

$

COMPENSACIONES

SOCIALES

PAGO

USUARIOS

CONTRATO

BOOT

20 AÑOS

CONTRATO

SERVICIO

20 AÑOS

SUBASTA PV OFF-GRID

INSTRUYEINGRESOS Y

PAGOS

Inversión

Operación

Mantenimiento

Reposición

Comercialización

Alcances del Reglamento de generación RER Autónomas

• Próximamente: Subasta 500 mil paneles PV off-grid

KIT Fotovoltaico de alta eficiencia ( 6 kg )

3 Diseño de las subastas RER

Criterios de forma

1. Fácil

2. Simple

3. Elemental

Principales actores de la subasta RER

29

Criterios de Fondo

1. Criterios generales:

• Introducir generación RER a gran escala

• Eficiencia y eficacia de la subasta

• Maximización de beneficios del consumidor

2. Criterios específicos:

• Simplicidad del proceso (carga de la prueba sobre el postor/garantías)

• Evitar posibilidad de colusión (confidencialidad, precios máximos en reserva)

• Evitar barreras de entrada (requisitos mínimos, declaraciones juradas)

• Credibilidad de las reglas y estructura de mercado.

30

Esquema del diseño de la subasta RER

Garantía de participación en la

subasta20 000 US$/MW

Adjudicación Construcción Operación (20 años)

Garantía de fiel cumplimiento

100 000 US$/MW

“Garantía” de operaciónFactor ajuste de precio

• Energía anual

• Fecha de operación

• Precio• Tecnología• Barra de Oferta• Potencia• Factor de planta

OfertaFacilidades

participación

• Reglas simples y conocidas con anticipación: Bases publicadas en web

• Compra bases: físico o virtual

• Registro participantes: on-line

• Requisitos técnicos: Declaración jurada

Restricciones

• Las Bases tienen un precio (US$ 1 000)

• Garantías

Liquidación de

ingresos

Auditoría

periódica

Subasta por cada tecnología

32

1° Se define la Energía

a Subastar

2° Se asignan las

cuotas para la

Energía Requerida y

para las pequeñas

hidroeléctricas

3° por cada tipo de

tecnología se efectúa

la subasta

Energía a subastar

GWh/año

Energía Pequeñas HidroGWh/año

Energía RequeridaGWh/año

Solar Eólica Biomasa Geotermia Mareomotriz

P1

E1

P2

E2

P3

E3

Pi: Precio ofertado proyecto “i”

Ei: Energía ofertada proyecto “i”

Proceso de Adjudicación (Caso 1)

33

Precio Máximo (Reservado)

Ctv $/kWh

MWh/añoDemanda requerida para la tecnología “X”

• MWh/año• Ctv$/kWh• MW• Fp• Fecha Op.• Pto. Conex.

Oferta

Adjudicado

Adjudicado

Descartado

PASOS:

1° El comité toma conocimiento de

los precios máximos

2° Se abren las ofertas económicas

3° Se ordenan los proyectos según

precios, de menor a mayor

4° Se descartan las ofertas que

superan el precio máximo

5° Se verifica que los MW no

exceda los límites de potencia

6° Se verifica que MWh ofertado

sea menor a Energía requerida

7° Se adjudican precios a los

proyectos (P1 y P2)

P1

E1

P2

E2

P3

E3

Pi: Precio ofertado proyecto “i”

Ei: Energía ofertada proyecto “i”

Proceso de Adjudicación (Caso 2)

34

Precio Máximo (Reservado)

Ctv $/kWh

MWh/añoDemanda requerida para la tecnología “X”

• MWh/año• Ctv$/kWh• MW• Fp• Fecha Op.• Pto. Conex.

Oferta

Adjudicado

Adjudicado

Adjudicado

parcialmente

PASOS:

1° El comité toma conocimiento de

los precios máximos

2° Se abren las ofertas económicas

3° Se ordenan los proyectos según

precios, de menor a mayor

4° Se descartan las ofertas que

superan el precio máximo

5° Se verifica que los MW no

exceda los límites de potencia

6° Se verifica que MWh ofertado

sea menor a Energía requerida.

Se verifica adjudicación parcial

7° Se adjudican precios a los

proyectos (P1, P2 y P3)

4 Resultados de las subastas RER

Resultado de las subastas RER• Desde el 2008, se han realizado dos subastas RER

Frecuencia de las subastas: no menos de dos años

Primera rondaAgo 2009 – Feb 2010

Segunda rondaMar 2010 – Ago 2010

Ronda únicaAbr 2011 – Sep 2011

Energía requerida: 4380 GWh/year (1000 MW)

(Eólica, pequeña hidro, biomasa, solar PV)


(Pequeña hidro, biomasa, solar PV)


(Eólica, pequeña hidro, biomasa, solar PV)

Primera Subasta

Segunda Subasta

Tercera SubastaRonda única

Aviso Previo: convocatoria para 12 Agos 2013

Energía requerida: Biomasa 320 GWh/year

Hidroeléctricas 1300 GWh/year y 500 mil

sistemas PV en áreas no conectadas a red.

Resultado de las Subastas RER

• Situación de los proyectos RER adjudicados

Estado Tipo Central MW %Fecha límite

operación

Primera subasta 430 100%

4 Plantas Solares FV 80

1 Planta Biogas 4

1 Planta Biomasa 23

14 Pequeñas Hidroeléctricas 97

3 Parques Eólicos 142

4 Pequeñas Hidroeléctricas 79Contrato resuelto 1 Pequeña Hidroeléctricas 5 1%

Segunda Subasta 210 100%

1 Plan solar FV 16

1 Parque Eólico 90

1 Planta Biogas 2

7 Pequeñas Hidroeléctricas 102

En Operación -- -- 0%

Contrato resuelto -- -- 0%

47%

51%

En Operación

En construcción

Diciembre 2012

Diciembre 2014En construcción 100%

Resultado de las subastas RER

• Inversiones resultado de la 1ra y 2da subastas RER

Proyectos adjudicadosFecha de operación

MWInversión

(Millón US$)

24 pequeñas hidros 2012 / 2014 180 334

4 plantas eólicas 2012 / 2014 142 720

5 plantas Solar PV 2012 / 2014 80 390

1 Planta de Biomasa 2010 23 9

2 Plantas de Biogas 2011 / 2014 4 13

Total: 36 Proyectos 639 1466

• Cantidad de Proyectos RER participantes de las subastas

39

Tipo Interesados Participantes Presentaron oferta Postores Adjudicatarios

N° Proyectos RER 101 90 33 31 26

% respecto Ofertas 100% 94% 79%

Facilidades para la participación


N° Proyectos RER 124 74 27 25 1



N° Proyectos RER 144 126 39 37 10


Primera Subasta RER – Primera Convocatoria

Primera Subasta RER – Segunda Convocatoria

Segunda Subasta RER

Nivel de competencia

• Energía requerida - Energía ofertada

Precios de generación RER

41

Resultados positivos de las Subastas

Eólica, Biomasa, pequeña hidro

Ya son precios competitivos

respecto de la energía

convencional

Flujo de pagos a Generadores RER

Los pagos son compartidos por el mercado y los usuarios

Proyectos de

Generación

Eléctrica con

Recursos

Energéticos

Renovables

(RER)

Estos proyectos fueron

adjudicados en la primera

subasta RER que se

realizó en el Perú (2010).

44

Proyectos comprometidos

Proyecto Tecnología En operación MWInversionesEstimadas (MM US$)

Tres Hermanas Eólica 2014 90 180

Moquegua Solar FV 2014 16 43

La Gringa V Biomasa con R.U. 2014 2 5,6

7 centrales Hidroeléctrica 2014 102 227,6

Total 210 456,2

Fuente: OSINERGMIN

SEGUNDA SUBASTA DE ENERGÍAS RENOVABLES

Centrales de Generación con RER(Primera Subasta – Total: 430 MW)

45

Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN

Centrales de Generación con RER(Primera Subasta – Total: 430 MW)

46Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN

Centrales de Generación con RER(Segunda Subasta – Total: 210 MW)

47

Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN

ÍtemFirma de

ContratoTipo

Proyecto /

UbicaciónAdjudicatario Equipamiento

Energía

Anual

Ofertada

(MW.h)

Potencia

Instalada

(MW)

Tarifa

(Ctvs.

US$/kW.h)

Estudio de Pre

OperatividadConcesión EIA

Fecha de

Puesta en

Operación

Comercial

1 30.09.2011 C.S.MOQUEGUA FV

(Moquegua)

Solarpark Co.

Tecnología

16 Unidades de

Generación de 1,25

MVA c/u

43 000 16 11,99

COES/D/DP-761-

2011

(13.12.2011)

En trámite

DIA: R.D. N°

348-2012-

MEM/AAE

(21.12.2012)

31.12.2014

2 30.09.2011 C.E.

PARQUE EÓLICO

TRES HERMANAS

(Marcona)

Consorcio Tres

Hermanas

45 Aerogeneradores

de 2 MW c/u415 760 90 6,90

COES/D/DP-794-

2011

(20.12.2011)

-- En evaluación 31.12.2014

3 30.09.2011 C.B.LA GRINGA V

(Huaycoloro-Lima)

Consorcio

Energía Limpia

Una Turbina de

Vapor de 2,881 HP14 020 2 9,99 -- -- En estudios 31.07.2014

108 Subtotal

Centrales de Generación con RER(Segunda Subasta – Total: 210 MW)

48Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN

ÍtemFirma de

ContratoTipo

Proyecto /

UbicaciónAdjudicatario Equipamiento

Energía

Anual

Ofertada

(MW.h)

Potencia

Instalada

(MW)

Tarifa

(Ctvs.

US$/kW.h)

Estudio de Pre

OperatividadConcesión EIA

Fecha de

Puesta en

Operación

Comercial

4 30.09.2011 C.H.CANCHAYLLO

(Canchayllo)

Aldana

Contratistas

Generales S.A.C. -

Empresa de

Generación

Canchayllo S.A.C.

2 Turbinas Francis

de 1,865 MW c/u25 160 5 4,74

COES/D/DP-485-

2011

(29.12.2011)

R.M. N° 436-

2011-MEM/DM

(29.09.2011)

En proceso 31.12.2014

5 28.12.2011 C.H. HUATZIROKI I (Junín)

Empresa

Generación

Hidráulica Selva

S.A

2 Turbinas de 5,54

MW c/u72 270 11 4,76

COES/D/DP-038-

2012

(05.10.2012)

R.M. N° 436-

2011-MEM/DM

(29.09.2011)

En evaluación 31.12.2014

6 30.09.2011 C.H. MANTA (Ancash)

Peruana de

Inversiones en

Energía Renovable

S.A.

2 Turbinas de 9,89

MW c/u127 500 20 5,20

Aprobado

(24.06.2010)

R.M. N° 035-

2011-MEM/DM

(28.01.2011)


7 30.09.2011 C.H.

RENOVANDES H1

(Villa Anashironi-

Junín)

Renovables de los

Andes S.A.C. -

Empresa de

Generación Santa

Ana S.R.L.

1 Turbina Pelton de

eje vertical de 20

MW c/u

150 000 20 5,39

COES/D/742-

2011

(07.12.2011)

R.M. N° 214-

2012-MEM/DM

(07.05.2012)


8 30.09.2011 C.H.8 DE AGOSTO

(Huamalies-Huánuco)

Andes Generating

Corporation S.A.C.

– ARCORP

2 Turbinas de 9,5

MW c/u140 000 19 5,39

COES/D/DP-709-

2011 (28.11.11)

R.M. N° 270-

2012-MEM/DM

(18.06.2012)

En revisión 30.12.2014

9 30.09.2011 C.H.EL CARMEN

(Huamalies-Huánuco)

Andes Generating

Corporation S.A.C.

– ARCORP

2 Turbinas de 4,2

MW c/u45 000 8 5,59

COES/D/DP-711-

2011

(28.11.2011

RDR N° 0058-

2012-GR-

Huanuco/DRE

M (16.07.2012)

En revisión 30.12.2014

10 30.09.2011 C.H.RUNATULLO III

(Alapampa-Junín)

Empresa de

Generación

Eléctrica Junín

S.A.C.

2 Turbinas Pelton de

eje vertical de 12

MVA c/u

120 000 20 5,65

COES/D/DP-777-

2011 (14.12.

2011)

R.M. N° 072-

2012-MEM/DM

(16.02.2012)


102 Subtotal

5 Impacto Usuario Final

Cargos por prima RER

50Fuente: OSINERGMIN - GART

PEAJE PEAJE

UNITARIO UNITARIO

(US$/kW-Año) (S/./kW-mes)

Cargo por Prima Cogeneración Paramonga I 0.41 0.09

Cargo por Prima CH Santa Cruz II 0.20 0.04

Cargo por Prima CH Santa Cruz I 0.18 0.04

Cargo por Prima CH Poechos 2 0.31 0.07

Cargo por Prima CH Roncador 0.15 0.03

Cargo por Prima CH La Joya 0.38 0.08

Cargo por Prima CH Carhuaquero IV 0.71 0.15

Cargo por Prima CH Caña Brava 0.15 0.03

Cargo por Prima CT Huaycoloro 0.43 0.09

Cargo por Prima C.H. Purmacana 0.03 0.01

Cargo por Prima C.H. Huasahuasi I 0.26 0.06

Cargo por Prima C.H. Huasahuasi II 0.25 0.05

Cargo por Prima C.H. Nuevo Imperial 0.13 0.03

Cargo por Prima REPARTICION SOLAR 20T 2.02 0.44

Cargo por Prima MAJES SOLAR 20T 2.03 0.44

Cargo por Prima TACNA SOLAR 20T 2.56 0.55

Cargo por Prima PANAMERICANA SOLAR 20TS 2.18 0.47

Cargo por Prima C.H. Yanapampa 0.16 0.04

Cargo por Prima C.H. Las Pizarras 0.67 0.14

13.21 2.85

Impacto [ctm. S/./kW.h]

Sistema CON SIN %

LIMA NORTE 34.72 33.99 2.1%

PUNO 36.79 35.93 2.4%

6 Conclusiones

Conclusiones

1. Se ha logrado una buena aceptación del modelo regulatorio. Se prevé resultados competitivos en las futuras subastas.

2. Se ha logrado promover la generación RER a gran escala en la matriz energética del Perú.

3. De los 37 proyectos adjudicados sólo a uno ( pequeña hidro de 5MW) se le ha resuelto el contrato. Diecinueve se encuentran operando y el resto en construcción.

4. Se han obtenido precios competitivos para la generación eléctrica RER.

5. Los RER son una apuesta de largo plazo y son una solución inevitable.

52

Gracias por su atención!Daniel Francisco Cabrera Llamoca

[email protected]

Fuerza Mayor

Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador RER: Es laEnergía que el Generador RER no puede inyectar al SEIN por disposicionesdel COES y/o por condiciones de operación del sistema eléctrico y/oinstalaciones de terceros y/o por causas de Fuerza Mayor calificadas porOSINERGMIN. Es determinada según el correspondiente Procedimientodel COES. (Procedimiento 25)

…No calificarán como causa de Fuerza Mayor que justifiquen atrasos enel cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Obras, salvo que elAdjudicatario acredite la Fuerza Mayor en el procedimiento de imposiciónde servidumbre, conforme a la LCE, RLCE y Leyes Aplicables. No obstantelo indicado, el Postor y/o la Sociedad Concesionaria reconocen que laFecha de Término del Contrato es inamovible, aún cuando se presenteneventos de Fuerza Mayor

54

Fuerza Mayor

Fuerza Mayor significará un evento, condición o circunstancia más alládel control razonable y previsible de la Parte que la invoca, la cual a pesarde los esfuerzos razonables de la Parte que invoca Fuerza Mayor paraprevenirla o mitigar sus efectos, causa el incumplimiento de unaobligación o su cumplimiento parcial, tardío o defectuoso.

La Fuerza Mayor no liberará a las Partes del cumplimiento deobligaciones que no sean afectadas por dichos eventos. La Parte queinvoque la Fuerza Mayor deberá hacer sus mejores esfuerzos paraasegurar la reiniciación de la actividad en el menor tiempo posibledespués de la ocurrencia de dichos eventos.

55

56

Problemática en la Generación RER No Convencional (¿Fuerza Mayor?)

Por las características del SEIN es necesario limitar lainyección de Generación RER No Convencional parapreservar:

(1) Calidad del servicio: tensión y frecuencia.

(2) Seguridad de la operación del sistema: colapso de lafrecuencia.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

2012

57

Área Norte

Área Centro-Norte

Área Sur

VERIFICACIONES

58

(1) Operación en estado estacionario en

condiciones de red “N” y “N-1”.

(2) Estabilidad de la Tensión (problema en la

zona de influencia de la CGNC.

(3) Estabilidad Transitoria y Regulación de

frecuencia (problema que compromete a Áreas

Operativas del SEIN).

Por la estructura del sistema de transmisión y por laubicación de las centrales convencionales de generación,el Área Norte y parte del Área Sur del SEIN presentaninapropiados indicadores de fortaleza que hacennecesario establecer valores máximos de inyecciones degeneración RER que no utilicen generadores síncronosconectados directamente a la red.

59

RECOMENDACIONES (1)

Las tecnologías DFIG y SFC pueden ser aplicadas en losparques eólicos a instalarse en el SEIN. Estos diseñosapuntan a incorporar señales de control adicionales paraemular alguna contribución a la Regulación Primaria deFrecuencia.

En escenarios de mínima demanda en avenida, elmínimo técnico de las centrales de ciclo combinado(Turbogas y Turbovapor) es la principal restricción para lamáxima GRNC. Estas centrales no deben ser desplazadasporque deben ser operadas en media y máximademanda.

60

RECOMENDACIONES (2)

Cuando la GRNC desplaza una magnitud equivalente degeneración convencional se deteriora elcomportamiento dinámico del sistema, debido a quedisminuye la inercia, aumenta el estatismo equivalente yel tiempo de respuesta en la regulación primaria defrecuencia.

Por necesidad de regulación de frecuencia es necesarioestablecer valores máximos de inyecciones de GRNC enel SEIN.

61

RECOMENDACIONES (3)

Regulación de Las Energías Renovables

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