Perú ajusta la reserva rotante para la regulación primaria de frecuencia y fortalece el marco de servicios complementarios del SEIN

El 14 de febrero de 2026, mediante Resolución N° 19-2026-OS/CD, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) aprobó la modificación del Procedimiento Técnico del COES Nº21 (PR-21) que define los criterios y metodología para la determinación, asignación, programación y evaluación del cumplimiento y desempeño de la reserva rotante del SEIN asociada a la regulación primaria de frecuencia. Asimismo, mediante Resolución N° 021-2026-OS/CD, el OSINERGMIN aprobó la modificación del Procedimiento Técnico del COES Nº22 (PR-22) que establece los criterios y metodología para la prestación del servicio complementario de regulación secundaria de frecuencia.

Antecedentes

• La regulación primaria de frecuencia (RPF) es un servicio complementario que brinda estabilidad al sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) que consiste en que los generadores ajusten automáticamente su producción de energía ante variaciones y así mantener la frecuencia estable para el sistema. Por su parte, la regulación secundaria de frecuencia (RSF) es un servicio complementario que brinda estabilidad al SEIN que consiste en que ajusta los desvíos de frecuencia y potencia tras la respuesta primaria.

Cambios en la regulación primaria de frecuencia (PR-21)

Delegación del servicio de RPF:

• La delegación se define como el mecanismo mediante el cual un generador obligado a prestar el servicio de RPF puede transferir dicha responsabilidad a otro generador para que la ejecute en su nombre. En la normativa previa, esta delegación solo era posible ante una imposibilidad técnica debidamente sustentada; este requisito ha sido eliminado. Con ello, se otorga al generador mayor flexibilidad operativa para organizar la prestación del servicio de RPF y se reduce la carga administrativa, al no ser necesario presentar informes técnicos detallados. Sin embargo, la delegación no libera al generador de su obligación de asegurar la prestación del servicio.
• El periodo de delegación también se flexibiliza: el periodo mínimo deja de ser un día calendario y pasa a ser un periodo horario, sin establecerse un límite máximo. Las solicitudes, comunicaciones o modificaciones de delegación deberán presentarse hasta las 09:00 horas del día anterior a su ejecución. Asimismo, los resultados de la delegación ejecutada deberán ser informados al COES hasta las 10:00 horas del día siguiente.

Vinculación para RPF y periodos horarios:

• Los equipos de regulación de frecuencia (equipo RegFrec) sustituyen al antiguo concepto de “equipo para RPF” y se reconocen como equipos usualmente basados en sistemas de almacenamiento de energía, como baterías, cuyo ingreso, ampliación y repotenciación se rigen por el Procedimiento Técnico COES N° 20 (PR-20). Estos equipos pueden vincularse a uno o varios grupos o centrales en operación comercial, con el fin de prestar conjuntamente el servicio de RPF durante periodos horarios específicos.
• La vinculación entre el equipo RegFrec y los grupos o centrales puede modificarse hasta las 09:00 horas del día previo a su ejecución. No cuenta con un tiempo máximo de vigencia, aunque sí posee un periodo mínimo equivalente a un periodo horario.
• El periodo horario corresponde a un intervalo específico del día que abarca un tramo determinado de tiempo. Estos periodos serán utilizados para evaluar el cumplimiento de las medidas, cubriendo de manera continua las 24 horas del día.

Otros cambios en el PR-21:

• La fórmula del cargo por incumplimiento ha sido completamente rediseñada, incorporando nuevas variables como los costos marginales de corto plazo, los costos variables del generador, así como una variable de transición, y pasando a calcularse por periodo horario. Además, se incrementa el costo de oportunidad de la reserva hasta el 31 de diciembre de 2028.
• La evaluación de cumplimiento podrá realizarse mediante un modelo propio elaborado por el titular generador, el cual deberá ser presentado al Comité de Operación Económica del sistema interconectado nacional (COES) para su aprobación. En caso de no contar con dicho modelo, se aplicará el modelo estándar hasta que el modelo propio sea aprobado. Los generadores que empleen modelos propios no basados en uno homologado por el COES dispondrán de 30 días desde la entrada en vigor del PR‑21 para actualizar dichos modelos.
• El coeficiente de determinación R² pasa de 0,6 a 0,7, elevando así el nivel mínimo de correlación entre el comportamiento modelado y el comportamiento real del generador para que su aporte al servicio de RPF sea reconocido.
• Se incrementa de 21 a 22 el número de días —dentro de una ventana móvil de 31 días— en los que, si se detectan inconsistencias en los registros de frecuencia, se considerará automáticamente un incumplimiento.
• El periodo de evaluación del nivel de cumplimiento, antes calculado con los últimos 180 días de evaluaciones disponibles, ahora abarcará los últimos 12 meses.

Cambios en la regulación secundaria de frecuencia (PR-22)

Incorporaciones: grupo para RSP y equipo RegFrec

• Se incorpora la definición de grupo para RSP como cualquier generador de energía eléctrica —sin importar la tecnología utilizada— que pueda prestar el servicio RSF, siempre que cumpla con los requisitos técnicos de calificación establecidos.
• Se introduce la figura de los equipos de regulación de frecuencia (equipo RegFrec), generalmente conformados por sistemas de almacenamiento de energía como baterías (por ejemplo, sistemas BESS). Estos equipos están destinados a proporcionar el servicio RSF desde cualquier barra del SEIN y su ingreso, ampliación o repotenciación se rige por el PR‑20. Asimismo, pueden vincularse operativamente con un grupo o central para la prestación del servicio RSF, con la posibilidad de asociarse dinámicamente a distintos grupos para RSF según las necesidades operativas y comerciales. No obstante, para cada periodo solo se contabilizará una única vinculación.

Mercado de cobertura y cambios en el costo de oportunidad:

• El mercado de cobertura pasa a asignar las unidades de regulación secundaria (URS) mediante un esquema de adjudicación a precio ofertado (pay as bid), estableciendo un periodo mínimo de convocatoria de dos años continuos. El COES fijará un precio límite máximo permitido, quedando excluidas todas las ofertas que superen dicho límite.
• Se elimina el costo de oportunidad que antes compensaba a las URS por reservar parte de su energía para prestar el servicio de RSF en lugar de comercializarla en el mercado. Esta eliminación responde a la dificultad de definir una metodología que no perjudique a las termoeléctricas a gas natural ni genere beneficios excesivos para las centrales hidroeléctricas con embalse. En adelante, dicho costo será internalizado directamente en el precio de oferta presentado por cada URS.
• Se define un procedimiento para calcular el precio límite de oferta, incorporando el costo de oportunidad máximo esperado, ajustado por un factor que será establecido por OSINERGMIN a partir de la propuesta del COES. Este mecanismo busca evitar conductas abusivas durante la transición hacia la eliminación del costo de oportunidad.
• Solo en casos excepcionales, cuando las ofertas superen de forma considerable el precio límite establecido, se prevé la posibilidad de otorgar compensaciones adicionales.

Otros cambios en el PR-22:

• Los pagos por el servicio de RSF se regirán bajo el principio de causalidad. En este nuevo esquema, la liquidación asociada a la demanda se realizará en función de los retiros de energía, mientras que la liquidación por desviaciones de los recursos energéticos renovables (RER) no gestionables se calculará proporcionalmente a los errores en sus pronósticos.
• Se establece la obligación de contar con una reserva mínima para la regulación secundaria de frecuencia, con el fin de garantizar la seguridad operativa del SEIN. El COES será responsable de determinar el nivel requerido de esta reserva. En el caso de los sistemas aislados temporales, la reserva mínima deberá ser 5% superior a la demanda proyectada.

El PR-21 entrará en vigencia el 15 de agosto de 2026, mientras que el PR-22 lo hará el 1 de agosto de 2026. El COES tiene hasta el 31 de agosto de 2026 para adecuar sus sistemas informáticos en lo correspondiente para aplicar el PR-22. El primer proceso de convocatoria para el mercado de cobertura debe realizarse el 1 de enero de 2027 por parte del COES.