En el 2016, con la modificación realizada a la normativa de los servicios complementarios del SEIN el Procedimiento Técnico 21 “Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia” consideró a este como un servicio obligatorio, penalizable y no renumerado el cual tenía que ser ejecutado por todas las empresas generadoras que tengan unidades de más 10 MW, el ser considerado un servicio obligatorio aseguró la estabilidad de frecuencia en el sistema interconectado pero también tuvo un impacto económico negativo en las generadoras de energía como es el caso de Electroperú S.A., pues disminuyeron sus ingresos a causa de no poder operar sus unidades a potencia máxima efectiva y al mismo tiempo eran penalizados de acuerdo a la evaluación diaria del operador del sistema. Ante esto, el 2021 entro en vigencia una modificación de este procedimiento técnico el cual mantiene la metodología de evaluación, pero se añadió una componente denominada “Incentivo al Cumplimiento” la cual pretende mitigar los aspectos económicos negativos del anterior procedimiento, llegando incluso a ser una fuente de ingreso para algunas empresas que cumplan con las evaluaciones diarias del COES. El presente trabajo de investigación desarrollado en las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo y Restitución pertenecientes al Centro de Producción Mantaro de Electroperú S.A., tiene como finalidad evaluar la respuesta de regulación de frecuencia de sus diez unidades y analizar las causas del por qué esta generadora se encuentra entre los integrantes del SEIN con mayores penalizaciones, para el 2019 y 2020 de acuerdo a las estadísticas anuales del COES, se situó como la empresa con más penalizaciones acumuladas, llegando a pagar aproximadamente 5.076 millones y 5.408 millones de soles respectivamente por concepto de este servicio complementario. Con el propósito de evaluar la respuesta del servicio de regulación primaria de frecuencia en estas centrales, en el presente proyecto se desarrolló el software Macro RPF-CPM el cual consiguió resultados positivos, pues esta herramienta computacional ayudó a monitorear los cálculos publicados por el COES, un ejemplo de esto es que en los meses de agosto y septiembre del 2019 el incumplimiento acumulado mensual (el cual es un indicador adimensional) por todo el CPM tuvo una reducción de 6.66% respecto al mes anterior, el incumplimiento acumulado del CPM en Julio 2019 fue de 118.39, mientras que en los meses de agosto y septiembre fueron de 110.50 y 110.14 respectivamente. El objetivo de dar seguimiento al servicio de regulación primaria de frecuencia conseguido a través de la aplicación de este software fue de ayuda para analizar las causas del pago excesivo por penalidades y proponer algunas posibles soluciones las cuales están presentadas en este proyecto como lo es el desarrollo del modelo dinámico en DigSilent Power Factory de los reguladores de velocidad Neyrpic SLG de la C.H. SAM y el desarrollo de modelos de planta diferenciados para las unidades del CPM en Simulink, ambos con el fin de reducir las penalidades por regulación primaria de frecuencia, que, a lo largo del estudio, se evidencian que son inmerecidos para estas dos centrales hidroeléctricas de Electroperú S.A.Tesis