Artículo segundo. Medidas preventivas aplicables principalmente al segmento de generación:
1. Aceleración de la conexión de proyectos avanzados
a) El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante e indistintamente el "Coordinador", deberá agilizar los tiempos de revisión de los antecedentes remitidos por los titulares de proyectos de generación, de manera tal que disminuyan los tiempos y número de iteraciones asociadas a las observaciones que pueda tener el Coordinador o las empresas involucradas.
b) Respecto de las observaciones, que emita o pueda emitir durante el proceso de conexión de proyectos de generación, el Coordinador deberá distinguir entre aquellas observaciones que guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema de las que no, y postergar estas últimas para una etapa posterior a la energización del proyecto, de manera de acelerar la interconexión y puesta en servicio del mismo.
c) Todo Decreto 87, ENERGÍA
N° 2 i)
D.O. 12.01.2022propietario u operador de unidades de generación que desee conectar dichas unidades al SEN, quedará automáticamente eximido de cumplir con el plazo de aviso de interconexión a que se refiere el artículo 25 del DS Nº 125. Sin perjuicio de lo anterior, deberán cumplirse con las etapas y procedimientos contemplados en el artículo 72º-17 de la ley.
N° 2 i)
D.O. 12.01.2022propietario u operador de unidades de generación que desee conectar dichas unidades al SEN, quedará automáticamente eximido de cumplir con el plazo de aviso de interconexión a que se refiere el artículo 25 del DS Nº 125. Sin perjuicio de lo anterior, deberán cumplirse con las etapas y procedimientos contemplados en el artículo 72º-17 de la ley.
d) El Coordinador podrá habilitar entradas en operación parciales de un proyecto de generación, sin perjuicio de que éste no haya sido presentado de esa manera en las etapas anteriores al proceso de conexión.
2. Aceleración de la conexión de pequeños medios de generación distribuidos ("PMGD") y autodespacho de los medios de generación de pequeña escala
a) Los Decreto 87, ENERGÍA
N° 2 ii)
D.O. 12.01.2022interesados en conectar un PMGD y los propietarios u operadores de los mismos que deseen modificar sus condiciones de conexión y operación, conforme a los términos y condiciones del DS Nº 88, quedarán eximidos de cumplir con los plazos para las comunicaciones reguladas en los artículos 12 y 75, y de lo dispuesto en el párrafo 3 del Capítulo 4 del Título II, todos del mencionado reglamento. Sin perjuicio de lo anterior se deberá cumplir con las etapas y procedimientos regulados en el artículo 72º-17 de la Ley. Las empresas distribuidoras deberán dar las facilidades necesarias para que los proyectos se logren conectar en un plazo que no exceda de 10 días hábiles contado desde que el propietario presente ante la empresa distribuidora la notificación de conexión a la que se refiere el artículo 78 del DS Nº 88. Para estos efectos, el propietario u operador del PMGD y la empresa distribuidora podrán acordar la limitación horaria de sus inyecciones de energía y potencia para entrar en operación con anterioridad a que las obras adicionales, adecuaciones o ajustes estén totalmente ejecutados, cuando corresponda.
N° 2 ii)
D.O. 12.01.2022interesados en conectar un PMGD y los propietarios u operadores de los mismos que deseen modificar sus condiciones de conexión y operación, conforme a los términos y condiciones del DS Nº 88, quedarán eximidos de cumplir con los plazos para las comunicaciones reguladas en los artículos 12 y 75, y de lo dispuesto en el párrafo 3 del Capítulo 4 del Título II, todos del mencionado reglamento. Sin perjuicio de lo anterior se deberá cumplir con las etapas y procedimientos regulados en el artículo 72º-17 de la Ley. Las empresas distribuidoras deberán dar las facilidades necesarias para que los proyectos se logren conectar en un plazo que no exceda de 10 días hábiles contado desde que el propietario presente ante la empresa distribuidora la notificación de conexión a la que se refiere el artículo 78 del DS Nº 88. Para estos efectos, el propietario u operador del PMGD y la empresa distribuidora podrán acordar la limitación horaria de sus inyecciones de energía y potencia para entrar en operación con anterioridad a que las obras adicionales, adecuaciones o ajustes estén totalmente ejecutados, cuando corresponda.
b) Los propietarios, operadores o interesados en conectar un PMGD, que se hayan acogido a lo señalado en el literal anterior, podrán presentar ante la Superintendencia reclamos por controversias con la empresa distribuidora, resultantes de la aplicación del literal precedente, en cuyo caso deberán seguirse los procedimientos establecidos en el Título IV del DS Nº 88.
c) Los medios de generación de pequeña escala que a la fecha del presente decreto se encuentren operando bajo la modalidad de autodespacho, deberán sujetarse a la coordinación de la operación por parte del Coordinador para efectos de ser despachados de acuerdo al orden económico, cuando éste lo requiera, durante todo el periodo de vigencia del presente decreto y con el alcance que el Coordinador estime factible. Tratándose de medios de generación que se encuentren conectados a la red de distribución dicha coordinación deberá informarse a la empresa distribuidora correspondiente.
3. Utilización de energía embalsada
a)Decreto 29,
ENERGÍA
Nº 1
D.O. 24.03.2022 Reserva Hídrica: Con el objeto de disminuir, manejar o superar el déficit de generación eléctrica, el Coordinador deberá coordinar la operación de las centrales hidroeléctricas de embalse de tal forma que se garantice la existencia en todo momento de una reserva hídrica efectivamente disponible, equivalente a 650 GWh, a ser dispuestos para paliar el déficit proyectado, considerando las restricciones técnicas y operacionales de cada embalse y procurando que la acumulación de la reserva hídrica minimice la probabilidad de vertimientos futuros en embalses estacionales y que no comprometa la seguridad de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional.
ENERGÍA
Nº 1
D.O. 24.03.2022 Reserva Hídrica: Con el objeto de disminuir, manejar o superar el déficit de generación eléctrica, el Coordinador deberá coordinar la operación de las centrales hidroeléctricas de embalse de tal forma que se garantice la existencia en todo momento de una reserva hídrica efectivamente disponible, equivalente a 650 GWh, a ser dispuestos para paliar el déficit proyectado, considerando las restricciones técnicas y operacionales de cada embalse y procurando que la acumulación de la reserva hídrica minimice la probabilidad de vertimientos futuros en embalses estacionales y que no comprometa la seguridad de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional.
El procedimiento de acumulación de la reserva hídrica, así como los términos generales para su uso y recuperación, deberán ser elaborados por el Coordinador y comunicados a la Comisión, en conformidad al artículo 291-12 del Reglamento.
De la misma forma, el Coordinador deberá elaborar un procedimiento de valorización de los efectos económicos producidos por la formación y mantención de la reserva hídrica en conformidad al artículo 291-13 del Reglamento.
b) Reserva Operacional: De acuerdo a lo señalado en el artículo 36 del DS Nº125, el Coordinador, en la programación de la operación, deberá garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones en un determinado horizonte de tiempo, preservando la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico. Para estos efectos, en el proceso de programación de la operación y durante todo el periodo de vigencia del presente decreto, el Coordinador determinará el nivel de colocación de las energías y reservas y el uso óptimo de las instalaciones, considerando una reserva operacional que permita resguardar la seguridad de suministro y la seguridad de servicio en todo el horizonte de tiempo antes señalado. Adicionalmente, el Coordinador evitará utilizar en la operación normal las reservas de agua disponibles al 13 de agosto de 2021, fecha de emisión del Informe Técnico, y propenderá al menos a mantenerlas, con la finalidad de garantizar entre otros, la seguridad operativa y de abastecimiento del sistema eléctrico.
De acuerdo a lo señalado en el artículo 19 del DS Nº 113, cuando las subastas de los servicios complementarios involucren el recurso de instalaciones cuyo insumo primario corresponda a energías gestionables, como por ejemplo las energías embalsadas, a las que el Coordinador les determine un costo de oportunidad, este último deberá resguardar que no se afecte la disponibilidad del recurso primario para su uso futuro. Adicionalmente, el Coordinador deberá tomar las medidas que considere pertinentes, entre otras, las que puedan restringir la participación de centrales hidráulicas de embalse en las subastas de servicios complementarios, cuando considere que su adjudicación signifique una menor disponibilidad del recurso primario en el futuro y con ello ponga en riesgo la disponibilidad energética en el sistema. Lo anterior, en el marco de la recepción de ofertas, la realización de subastas, la adjudicación y la co-optimización de energías y reservas.
4. Definición de condición hidrológica a utilizar en la programación de la operación por el Coordinador
El Coordinador deberá utilizar criterios conservadores en la programación de la operación del sistema eléctrico, a efectos de reducir la probabilidad de déficit energético del SEN.
En este sentido, el Coordinador deberá utilizar una proyección de caudales afluentes para la primera semana de operación, a partir de la fecha de publicación del presente decreto en el Diario Oficial, igual o inferior a los caudales afluentes aprovechables promedio de las últimas dos semanas anteriores a la primera semana de operación señalada anteriormente. Asimismo, para las semanas siguientes y hasta completar dos meses, el Coordinador podrá utilizar una condición hidrológica que refleje la energía afluente del último mes. En todo caso, si el Coordinador contase con antecedentes que permitan respaldar el uso de una proyección de caudales afluentes menor a las señaladas anteriormente, deberá priorizar el uso de estos antecedentes.
5. Optimización del mantenimiento de unidades generadoras
El Coordinador deberá optimizar permanentemente el Programa de Mantenimientos Preventivos Mayores ("PMPM") de las centrales del SEN, con el objetivo de minimizar las situaciones de déficit del sistema. En particular, el Coordinador deberá revisar los antecedentes que respaldan la clasificación de un PMPM como impostergable, y solicitar antecedentes adicionales a los coordinados si lo estima necesario, para clasificar un mantenimiento preventivo como impostergable.
A más tardar, en el tercer día hábil posterior a la comunicación de inicio del mantenimiento preventivo mayor que deben hacer los coordinados, al que se refiere el "Anexo Técnico: Programa de Mantenimiento Preventivo Mayor" de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio ("NTSyCS"), el Coordinador deberá señalar la pertinencia o no de llevar a cabo el mantenimiento, considerando en su análisis la disponibilidad energética, la demanda estimada y el riesgo de déficit del SEN.
En el evento que un mantenimiento mayor no pueda ser postergado, la empresa propietaria deberá enviar en el plazo máximo de 3 días hábiles, contado desde la comunicación de pertinencia efectuada por el Coordinador, un informe técnico al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia con las razones que impiden tal postergación.
La información de los mantenimientos no programados se regirá por la normativa vigente para tal efecto, y deberán ser debidamente incorporados en la programación de corto plazo, debiendo los propietarios de la instalación afectada informar a la Comisión y a la Superintendencia las causas y tiempo estimado de indisponibilidad de la misma.
Sin perjuicio de lo anterior, dentro de los primeros siete días hábiles de cada mes, el Coordinador informará a la Comisión, con copia a la Superintendencia, la disponibilidad de cada una de las centrales del SEN, en base a la información que los propietarios u operadores envíen al Coordinador a más tardar el quinto día hábil de cada mes.
Corresponderá a la Superintendencia fiscalizar que los antecedentes aportados por los propietarios u operadores de las instalaciones que se hayan declarado no disponibles, sean fidedignos.
6. Registro de capacidad de generación adicional
Las empresas generadoras y distribuidoras del SEN deberán mantener, permanentemente, un registro actualizado de la capacidad de generación adicional que sus respectivos clientes estén en condiciones de aportar al sistema. Dicho registro deberá ser actualizado antes del tercer día hábil de cada mes por el Coordinador, el que, antes del quinto día hábil del mismo mes, deberá remitir esta información a la Comisión y a la Superintendencia.
El registro señalado deberá ser informado mensualmente por las empresas distribuidoras y generadoras conforme al formato que el Coordinador determine, el que deberá contener, a lo menos, antecedentes respecto a la identificación del cliente, capacidad de generación disponible, costos de operación, tipo de combustible y punto de conexión al sistema eléctrico.
7. Máxima disponibilidad de infraestructura para GNL
Las empresas generadoras de centrales térmicas que utilicen GNL deberán realizar los mejores esfuerzos para disponer al máximo de las capacidades de infraestructura existentes, tanto de regasificación como de transporte de GNL, con la finalidad de minimizar las restricciones de capacidad que se puedan presentar.
8. Monitoreo de indisponibilidades de combustibles
Las empresas generadoras que presenten indisponibilidades de generación asociadas a falta de combustibles en la central generadora, deberán informar detalladamente al Coordinador las razones de dicha falta, en la forma y plazo que determine el Coordinador. Además, las señaladas empresas deberán acreditar ante el Coordinador que han efectuado los mayores esfuerzos contractuales para disponer de combustible para la operación permanente de la central. Por último, el Coordinador deberá tomar todas las medidas necesarias para que las indisponibilidades queden adecuadamente reflejadas en el cálculo de la remuneración por potencia de suficiencia de las respectivas instalaciones.
La Comisión y la Superintendencia, respecto de las medidas señaladas en el presente artículo, en todo lo que resulte aplicable, deberán priorizar y agilizar la tramitación de los permisos o autorizaciones que les corresponda otorgar, en la medida que ello permita reducir, evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el SEN.
EDecreto 1,
ENERGÍA
N° 2 i.
D.O. 05.03.2022l Coordinador, en virtud de la facultad legal conferida en el inciso cuarto del artículo 72º-2 de la LGSE, deberá requerir a los Coordinados información actualizada de las condiciones comerciales, físicas y operacionales referidas a la operación de las unidades generadoras.
ENERGÍA
N° 2 i.
D.O. 05.03.2022l Coordinador, en virtud de la facultad legal conferida en el inciso cuarto del artículo 72º-2 de la LGSE, deberá requerir a los Coordinados información actualizada de las condiciones comerciales, físicas y operacionales referidas a la operación de las unidades generadoras.
El Coordinador deberá resguardar la información respecto de la que concurra alguna de las causales de secreto o reserva que establece la Constitución Política de la República y la ley o que su publicidad, comunicación o conocimiento afecte el derecho de las personas, especialmente en el ámbito de su vida privada o derechos de carácter comercial o económico.
9.Decreto 1,
ENERGÍA
N° 2 ii.
D.O. 05.03.2022 Diseño e implementación de esquema de adquisición y logística de diésel (en adelante, "Diésel de Seguridad")
ENERGÍA
N° 2 ii.
D.O. 05.03.2022 Diseño e implementación de esquema de adquisición y logística de diésel (en adelante, "Diésel de Seguridad")
a) Determinación del consumo histórico de diésel. El Coordinador deberá determinar para cada unidad generadora térmica que opere con diésel, el consumo histórico promedio mensual del insumo primario en m3/día, para cada uno de los meses entre marzo y septiembre, ambos incluidos, para cuyo efecto utilizará el monto despachado promedio mensual del mes respectivo en el año 2021. Luego, el Coordinador deberá, para cada mes, determinar el consumo histórico promedio mensual sistémico del combustible en m3/día. A continuación, el Coordinador determinará el mayor valor del cálculo sistémico entre los meses anteriormente señalados, el que se definirá "Diésel Base Mensual".
b)Decreto 29,
ENERGÍA
Nº 2
D.O. 24.03.2022 Estimación de los requerimientos de diésel en el SEN. El Coordinador, dentro de los 3 días hábiles siguientes a la publicación del decreto supremo Nº 1, de 2022, del Ministerio de Energía, en el Diario Oficial, y a partir del escenario crítico de consumo de diésel del Estudio de Seguridad de Abastecimiento más actualizado, deberá realizar una proyección de la cantidad de diésel promedio mensual en m³/día, para cada mes, que requerirá el SEN durante la vigencia del presente decreto, para minimizar la probabilidad de racionamiento eléctrico. La cantidad de diésel indicado anteriormente se denominará "Diésel Mensual Requerido por el Sistema". El Coordinador deberá actualizar los cálculos anteriores en la forma y oportunidad que se determine en el procedimiento contenido en el literal c) siguiente.
ENERGÍA
Nº 2
D.O. 24.03.2022 Estimación de los requerimientos de diésel en el SEN. El Coordinador, dentro de los 3 días hábiles siguientes a la publicación del decreto supremo Nº 1, de 2022, del Ministerio de Energía, en el Diario Oficial, y a partir del escenario crítico de consumo de diésel del Estudio de Seguridad de Abastecimiento más actualizado, deberá realizar una proyección de la cantidad de diésel promedio mensual en m³/día, para cada mes, que requerirá el SEN durante la vigencia del presente decreto, para minimizar la probabilidad de racionamiento eléctrico. La cantidad de diésel indicado anteriormente se denominará "Diésel Mensual Requerido por el Sistema". El Coordinador deberá actualizar los cálculos anteriores en la forma y oportunidad que se determine en el procedimiento contenido en el literal c) siguiente.
El Coordinador, para efectos de determinar el Diésel Mensual Requerido por el Sistema, podrá realizar desagregaciones por zona considerando restricciones de logística o almacenamiento del diésel, informadas por las empresas o a través de otras fuentes de información, y además deberá considerar las restricciones propias del SEN u otras restricciones que pudiesen afectar el diésel requerido en cada zona, con el objetivo de asegurar el abastecimiento y seguridad del suministro eléctrico.
Una vez definidas las desagregaciones por zonas, el Coordinador deberá determinar el Diésel Base Mensual en cada una de ellas, y luego determinará la diferencia, en cada mes y zona, entre las siguientes componentes: (x) Diésel Mensual Requerido por el Sistema, y (z) Diésel Base Mensual. A continuación, el Coordinador determinará el Diésel de Seguridad, para cada zona, como el máximo valor de la diferencia mensual por zona indicada anteriormente.
c) Asignación del Diésel de Seguridad. El Coordinador deberá llevar a cabo un proceso de provisión de Diésel de Seguridad (en adelante, "Proceso de Provisión de Combustible"), cuyo objetivo es proveer un mecanismo para que las unidades generadoras que lo requieran, y operen con combustible diésel, presenten disponibilidad de combustible hasta el término del presente decreto.
Para efectos de lo anterior, dentro de los 10 días hábiles siguientes a la publicación del decreto supremo Nº 1, de 2022, del Ministerio de Energía, en el Diario Oficial, el Coordinador deberá establecer, coordinar y comunicar a los coordinados un procedimiento que contenga el diseño del Proceso de Provisión de Combustible. El procedimiento deberá incorporar, al menos, (i) calendario del proceso, (ii) Diésel de Seguridad requerido por el sistema con una desagregación por zona, si es que corresponde dicha desagregación, y (iii) Diésel Base Mensual por cada unidad generadora.
El procedimiento del Proceso de Provisión de Combustible definido en el párrafo anterior deberá ser comunicado por correo electrónico a la Comisión, la que podrá realizar observaciones en un plazo de 5 días hábiles contado desde la comunicación. Una vez recibidas las observaciones por parte de la Comisión o vencido el plazo de 5 días antes señalado, el Coordinador deberá incorporar en el procedimiento del Proceso de Provisión de Combustible dichas observaciones, si corresponde, y enviar el documento final a la Comisión dentro de los 2 días hábiles siguientes. La Comisión deberá aprobar dicho documento en un plazo de 1 día hábil. A continuación, el Coordinador tendrá un plazo de 15 días hábiles para desarrollar y finalizar el Proceso de Provisión de Combustible.
Con todo, solo podrán participar del Proceso de Provisión de Combustible del Diésel de Seguridad aquellos propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quien opere a cualquier título unidades generadoras térmicas que utilicen como insumo el combustible diésel (en adelante "Potenciales Participantes"). A su vez, la cantidad máxima con la que podrán participar los Potenciales Participantes con cada una de sus unidades generadoras que utilicen como insumo el combustible diésel corresponderá mensualmente a la diferencia entre: (x) diésel necesario para generar con potencia máxima durante un día, y (z) Diésel Base Mensual correspondiente a cada unidad.
A su turno, para participar del Proceso de Provisión de Combustible, los Potenciales Participantes deberán informar al Coordinador, por cada unidad generadora que utilice como insumo el combustible diésel, en los plazos y formatos que éste establezca en el Proceso de Provisión de Combustible, al menos, la siguiente información:
i. El precio del diésel comprometido. Este precio deberá tener tanto un componente fijo como un componente variable.
. Componente Fijo: deberá considerar, al menos, los costos fijos de los recursos utilizados para almacenar, disponer y transportar el Diésel de Seguridad a la respectiva unidad generadora, según corresponda. Los costos deberán ser identificados en el Proceso de Provisión de Combustible.
. Componente Variable: componente de costo variable, de acuerdo con la normativa vigente, del Diésel de Seguridad, para cada unidad generadora, que deberá informarse en el Proceso de Provisión de Combustible.
ii. La cantidad máxima diaria y promedio mensual de Diésel de Seguridad comprometido. Dicho monto deberá ser comunicado en m3/día y su equivalente en MWh, y desagregado por unidad generadora.
iii. Eventuales restricciones de logística de distribución de combustible.
Considerando la información indicada anteriormente, el Coordinador deberá asignar el Diésel de Seguridad, al menor costo, considerando las eventuales restricciones de logística y otras que pudiera definir en el Proceso de Provisión de Combustible. En particular, para efectos de determinar el costo de los Potenciales Participantes en el Proceso de Provisión de Combustible, y realizar la asignación, el Coordinador deberá sumar, para cada unidad generadora, el componente de costo fijo dividido en la cantidad promedio mensual de Diésel de Seguridad en MWh a que hace referencia el punto ii. del párrafo anterior, resultando un monto en US$/MWh, y el componente de costo variable en US$/MWh.
Asimismo, el Coordinador deberá verificar en el Proceso de Provisión de Combustible que las cantidades de diésel asignadas no supere la cantidad de Diésel de Seguridad por zona, si es que corresponde hacer dicha desagregación.
Una vez asignado el Diésel de Seguridad, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quien opere a cualquier título unidades generadoras a los que se les haya asignado dicho combustible, deberán informar al Coordinador los contratos de suministro de combustible en los plazos y formatos que éste indique.
El Diésel de Seguridad deberá estar disponible para ser utilizado en el SEN dentro de los 20 días hábiles siguientes a la finalización del Proceso de Provisión de Combustible, y deberá culminar con la fecha de término de vigencia del presente decreto. El periodo indicado anteriormente se definirá como "Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad".
El Coordinador deberá llevar un registro del uso de Diésel de Seguridad de cada una de las unidades generadoras.
d) Costos y remuneración del Diésel de Seguridad. El Coordinador deberá mensualmente, con ocasión del cálculo de los balances de transferencias económicas de energía, realizar un cuadro de pago dispuesto especialmente para la remuneración del componente de costos fijos de la provisión del Diésel de Seguridad. Adicionalmente, se considerarán aquellos costos fijos incurridos para disponer de volúmenes de Diésel de Seguridad que hayan sido asignados por el mecanismo señalado en el literal c) anterior y que no fueron utilizados en la operación real del SEN.
El monto resultante señalado en el párrafo anterior deberá ser asignado mensualmente a todas las empresas generadoras que efectúan retiros de energía del sistema a prorrata de sus retiros físicos de energía.
Con todo, en el caso de las unidades generadoras que pueden operar con gas natural o diésel, para acceder al reconocimiento de los costos indicados en el primer párrafo del presente literal, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quien opere a cualquier título de aquellas unidades generadoras deberán acreditar al Coordinador que los consumos de diésel se producen una vez agotados todos sus esfuerzos comerciales por disponer de gas natural.
El cálculo antes señalado deberá realizarse durante todo el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad. El cuadro de pago señalado en el párrafo primero del presente literal corresponderá a un cuadro de pago único, debidamente identificado en el Informe de Valorización de Transferencias Económicas, el cual dará origen a una instrucción de pago independiente de los demás pagos.
10. Fortalecimiento de las reglas de reconocimiento de potencia en caso de indisponibilidad de combustible.
El Coordinador deberá establecer un reconocimiento diferenciado de la disponibilidad de combustible, a que hace referencia el artículo 29 del decreto supremo Nº 62, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, para efectos de determinar la Potencia de Suficiencia de Unidades Generadoras Térmicas para los meses del año 2022 en que se encuentre vigente el presente decreto. En particular, deberá diferenciar el cálculo considerando el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad respecto del resto del año 2022. Para efectos del cálculo del Balance de potencia, excepcionalmente se deberá considerar esta forma de determinación de la Disponibilidad del Insumo Principal (en adelante, "DIP") y aplicar dicho resultado para el año de cálculo correspondiente al año 2022, en el periodo que se encuentre vigente el presente decreto, no debiendo considerar la ventana móvil de 5 años anteriores.
Para lo anterior, deberá establecer en la determinación del DIP para las unidades generadoras térmicas dos componentes: (i) DIP de estrechez y (ii) DIP resto del año.
El DIP de estrechez para el mes "j" se determinará en los meses contenidos en el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad a través de la siguiente expresión:
Donde:
DLCi : Proporción de la hora i en que la unidad generadora estuvo en el estado operativo de desconexión con limitación de combustible ("EO DLC"), durante el mes j.
LCi : Proporción de la hora i en que la unidad generadora estuvo en el estado operativo de limitación de combustible ("EO LC"), durante el mes j.
Plimi : Potencia limitada de la unidad generadora debido a restricciones en el suministro de combustible, en la hora i del mes j.
Pmax : Potencia máxima de la unidad generadora.
i : Hora del mes contenido en el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
HTj : Número total de horas del mes j contenido en el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad, descontadas las horas en que la unidad estuvo en Mantenimiento Mayor, si corresponde. A su vez, deberá considerarse el caso de que entre en operación una unidad generadora durante el mesj.
Así, el Coordinador para calcular el DIPestrechezj deberá considerar los EO LC y EO DLC, y la proporción de la potencia limitada respecto de la potencia máxima; y las horas totales del mes j contenido en el Periodo de Diésel de Seguridad. A continuación, el Coordinador deberá determinar mensualmente la disponibilidad de combustible para dicho periodo. Luego, el Coordinador determinará el DIP estrechez como el menor valor de la disponibilidad calculada mensualmente (DIP estrechezj), durante el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
A su turno, el Coordinador deberá calcular el DIP resto-del-año a partir de la siguiente expresión:
Donde:
DLCi : Proporción de la hora i en que la unidad generadora estuvo en el EO DLC, durante el Periodo sin Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
LCi : Proporción de la hora i en que la unidad generadora estuvo en el EO LC, durante el Periodo sin Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
Plimi : Potencia limitada de la unidad generadora debido a restricciones en el suministro de combustible, en la hora i, durante el Período sin Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
Pmax : Potencia máxima de la unidad generadora.
i : Hora contenida en el Período sin Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
HT : Número total de horas del Período sin Disponibilidad de Diésel de Seguridad, descontadas las horas en que la unidad estuvo en mantenimiento mayor, si correspondiere. A su vez, deberá considerarse el caso de que entre en operación una unidad generadora en el periodo de cálculo.
Así, el Coordinador para calcular el DIPresto-del-año deberá considerar los estados operativos de limitación de combustible (LC) y desconexión con limitación de combustible (DLC), y la proporción de la potencia limitada respecto de la potencia máxima; y las horas totales del Periodo sin Disponibilidad de Diésel de Seguridad.
Una vez realizado lo anterior, el Coordinador calculará para cada unidad el DIP mediante la siguiente expresión:
Donde:
Para el caso de una unidad generadora térmica que pueden operar con gas o diésel, su disponibilidad de combustible se determinará de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde:
DIP : Disponibilidad determinada de acuerdo con la expresión definida en el presente numeral.
DIA : Menor disponibilidad media del insumo alternativo de la unidad generadora, determinada en los periodos en los que no se dispone de insumo principal para dicha unidad generadora. Esta se deberá determinar de forma análoga al cálculo del DIP, es decir, se deberá considerar una componente de estrechez y una de resto del año, además de la potencia máxima que corresponda.
Finalmente, para aquellas unidades generadoras que declaren no contar con stock de combustible, y que luego del evento el correspondiente coordinado informe disponibilidad de combustible, el Coordinador podrá hacer pruebas que permitan verificar dicha información. Los costos de operación asociados a la verificación en que se incurra serán de cargo del propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere a cualquier título la unidad generadora correspondiente.