OPERACIÓN

XII Curso de Regulación Energética:
Eficacia de los Instrumentos Regulatorios para la Sostenibilidad Económica,
Energética y Ambiental
Reglas del Mercado y Procedimientos de
Operación del Sistema en Perú
Jaime R. Mendoza Gacon
Gerente de Generación y Transmisión Eléctrica
OSINERGMIN - PERÚ
29 de octubre de 2014
Primera Parte
EL MERCADO ELÉCTRICO
PERUANO
2
EL SISTEMA ELÉCTRICO
INTERCONECTADO
NACIONAL
•
Potencia Efectiva
Total : 7 813 MW
CC.HH. 41%; CC.TT. 58%
Otros: 1%
•
Producción
39 669 GWh
CC.HH. 53%; CC.TT. 46%
Otros: 1%
•
Máxima Demanda
5 575 MW
•
Líneas de Transmisión
500 kV: ~ 1 510 km
220 kV: ~ 10 287 km
138 kV: ~ 4 736 km
Fuente: COES (2014) Estadística de Operación 2013
3
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (1 de 3)
Agentes
N° Integrantes
Generadores
38
Transmisores
08
Distribuidores
10
Usuarios Libres
38
Total
94
Fuente:
COES (2013) Memoria Anual 2012
4
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (2 de 3)
Mercado de Contratos
Mayoristas
Mercado de Contratos
Minoristas
(Precio de Contratos bilaterales)
(Precio de Contratos bilaterales)
Mercado de Corto Plazo (Spot)
(Costo Marginal, no hay contratos
las compras y ventas son “multilaterales”)
MWh
S/.
Usuario
Regulado
Distribuidor
S/.
MWh
S/.
MWh
COES
S/.
MWh
Generador
MWh
S/.
S/.
S/.
Gran Cliente
Libre
Pequeño
Cliente Libre
MWh
5
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (3 de 3)
Calcula Transferencias
COES
Empresas de
Generación
R
L
CLIENTES-L
L
L
Empresas
de
Transmisión
R
CLIENTES-R
Empresas de
Distribución
6
USUARIOS REGULADOS Y CLIENTES LIBRES
Sistema de Precios del Marco Regulatorio
Precios
Usuarios Libres
(1)
(2)
Usuarios Servicio Público
Generación
Libre
Regulado (± 10% Pr. Licitaciones)
Transmisión
Regulado
Regulado
Distribución
Regulado
Regulado
Año 2013:
(1) 278 clientes libres (obligatorio > 2500 kW y opcional > 200 kW); 44% del consumo de energía; 31% de la facturación
(2) 6,1 millones de clientes regulados; 56% del consumo de energía; 69% de la facturación
7
CRECIMIENTO DEL CONSUMO DE ELECTRICIDAD
8
BALANCE OFERTA - DEMANDA
200%
12 000
180%
10 000
160%
140%
8 000
7 257
120%
MW
6 618
6 000
100%
5 575
4 961
4 000
2 793
2 900
2 965
3 335
3 970 4 198 4 294
80%
4 596
60%
40%
2 654
2 000
55%
57%
52%
39%
48%
38%
0
3 143
3 619
5 955
5 291
2004
0
34%
2005
0
33%
2006
0
30%
2007
0
36%
37%
41%
37%
46%
28%
29%
2011
23
2012
135
2013
154
2014P
296
2015P
314
2016P
404
1 895
20%
23%
Renovable
2000
0
2001
0
2002
0
2003
0
2008
0
2009
0
2010
20
Petroleo
1 504
1 400
1 398
1 361
966
814
797
650
648
690
500
455
362
1 123
1 123
1 395
Carbón
125
141
141
141
141
141
142
142
142
142
142
141
141
140
140
140
140
Gas Natural
238
238
238
253
602
731
1 073
1 556
1 542
2 158
2 641
2 625
3 198
3 188
3 744
3 744
3 744
Hidráulico
2 241
2 603
2 626
2 626
2 626
2 785
2 789
2 804
2 816
2 858
3 098
3 109
3 140
3 171
3 364
3 768
4 841
Reserva
55%
57%
52%
48%
38%
34%
33%
30%
23%
36%
39%
28%
29%
37%
41%
37%
46%
Demanda
2 654
2 793
2 900
2 965
3 143
3 335
3 619
3 970
4 198
4 294
4 596
4 961
5 291
5 575
5 955
6 618
7 257
9
0%
OFERTA POR TECNOLOGÍA
TOTAL A DICIEMBRE 2013: 7813,1
10
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Fuente:OSINERGMIN (2014) Boletín Anual 2013 – Operación del Sector Eléctrico
11
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA
Fuente: OSINERGMIN (2014) Boletín Anual 2013 – Operación del Sector Eléctrico
12
COSTOS DE GENERACIÓN (1 de 3)
Fuente: Elaboración propia
13
COSTOS DE GENERACIÓN (2 de 3)
Fuente: OSINERGMIN (2014) Boletín Anual 2013 – Operación del Sector Eléctrico
14
COSTOS DE GENERACIÓN (3 de 3)
Fuente: OSINERGMIN (2014) Boletín Anual 2013 – Operación del Sector Eléctrico
15
MERCADO LIBRE
16
Segunda Parte
PRECIOS DE GENERACIÓN Y
LICITACIONES DE LARGO PLAZO
17
MARCO REGULATORIO
– Están reguladas las ventas de energía de Generadores a
concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de
Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones
destinadas a atender dicho Servicio.
– Precio de Potencia: Costo de la unidad generadora más económica
para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda
máxima anual del sistema eléctrico. Remunera los costos fijos de las
centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la
cantidad que se produzca).
o Costos Fijos de la Unidad de Punta.
– Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos marginales
esperados de energía del sistema, correspondiente a un despacho
óptimo para un horizonte de 36 meses.
o Costo Marginal Esperado.
18
PRECIO DE POTENCIA
CT = Anualidad CIT + Anualidad CIC + CFOyM
Donde:
CT
= Costo Total Anual de la Unidad de Punta
Anualidad CIT = Anualidad del Costo de Inversión de la Planta Térmica
para una tasa de 12% y 30 años de vida útil
Anualidad CIC = Anualidad del Costo de Inversión de la Conexión
Eléctrica para una tasa de 12% y 20 años de vida útil
CFOyM
= Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento
Precio de Potencia = 55,7 US$/kW-año = 4,41 US$/kW-mes = 7,6 US$/MWh (energizado)
19
PRECIO DE ENERGÍA
OFERTA
DEMANDA
OPTIMIZACION DEL
DESPACHO DE CENTRALES
DE GENERACION
(MODELO PERSEO)
Remunera los
costos variables de
las centrales de
generación
eléctrica (los que
dependen de la
cantidad que se
produzca)
PRECIO BASICO DE ENERGIA
Este precio determinado administrativamente está siendo reemplazado por el
precio de mercado adjudicado en los contratos resultantes de Licitaciones.
20
CRITERIO DEL SISTEMA MARGINALISTA
• Ecuación de Equilibrio:
ICMgE  ICMgP  a Cinv  OyM
• Ingresos Marginales de Energía + Ingresos
Marginales de Potencia = Anualidad del Costo de
Inversión + Costo de Operación y Mantenimiento.
Sin embargo, se
Que el Sistema
requiere cumplir con
siempre se encuentre en
una condición
el OPTIMO
necesaria
21
REFORMA DEL AÑO 2006
Licitación de Contratos
de Abastecimiento
Ayer
Transición
Hoy
COMPETENCIA
EN EL MERCADO
Se reduce riesgo y
discrecionalidad para el
Generador
Propiciar
ingreso de
nuevos
inversionistas
COMPETENCIA
POR EL MERCADO
Precios a Firme
producto de la
Licitación
22
TIPOS DE LICITACIONES
Los Distribuidores efectúan licitaciones para atender la demanda de los
Usuarios Regulados en las que:




Se establecen contratos con precios firmes.
La supervisión está a cargo de OSINERGMIN: Aprobación de Bases, modelos
de contrato, condiciones del proceso, fórmulas de actualización de precios.
El Precio Máximo es establecido por OSINERGMIN.
La Oferta es por la componente de energía.
Tipo
Largo
Plazo
Corto
Plazo
Plazo
Contractual
Convocatoria
Cantidad a
Contratar
Entre 5 y 20
años
Anticipada de al
menos 3 años
Hasta 100%
Hasta 5 años
Anticipada de al
menos 3 años
Hasta 25%
Lo define
OSINERGMIN
Anticipada de
menos de 3 años
Hasta 10%
Objetivo
Servir de
herramienta de
promoción de
inversiones
Capturar señal de
precios de corto
plazo
23
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (1 de 2)
•
La Ley 28832 establece:
–
–
Los Usuarios Regulados pagan el Precio a Nivel
Generación, el cual es único salvo por efecto de las pérdidas
y limites de transmisión eléctricas.
El Precio a Nivel Generación es el promedio ponderado de:
• Precios de contratos a Precios en Barra (precios
determinados administrativamente).
• Precios de contratos producto de licitaciones
más un incentivo por licitación anticipada.
24
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (2 de 2)
Potencia Variable (≤20%)
Potencia Fija
tiempo
Plazo Contractual
Obligación mensual
Máxima Demanda
• Producto
Potencia Facturada
La Potencia Facturada no
puede exceder de la
Potencia Fija más la
Potencia Variable contratada
Energía Asociada
tiempo
25
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (1 de 5)
Año
Licitación
Potencia Requerida (MW)
Fija
Variable
Total
2009
ED‐01‐2009‐LP : 2014‐2021
1 011
202
1 213
2009
ED‐02‐2009‐LP : 2014‐2023
552
110
662
2009
ED‐03‐2009‐LP : 2014‐2025
542
108
650
2009
DISTRILUZ: 2013‐2022*
465
93
558
2010
LDS‐01‐2010‐LP: 2014‐2023
558
112
670
Subtotal 2009‐2010
3128
625
3753
2011
LDS‐01‐2011‐LP: 2018‐2027* 323
65
388
2012
EDN‐01‐2012‐LP: 2016‐2027
134
27
161
Total
3 585
716
4 302
Precio Medio Energía (US$/MWh)
40,0
42,0
* Se cubrió todo el requerimiento a través de dos convocatorias.
26
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (2 de 5)
Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo
(2009-2010)
14,50
14,00
Proyecto
Hidroeléctrico
13,50
13,00
ctm S/./kWh
P. Máximo = 12,81
12,50
12,00
Promedio = 11,40 ctm S/./kWh
(equivalente aprox. a 40 US$/MWh)
11,50
11,00
10,50
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2500
2750
3000
3250
3500
3750
MW
27
4000
28
nov-30
may-30
nov-29
may-29
nov-28
may-28
nov-27
may-27
nov-26
may-26
nov-25
may-25
nov-24
may-24
nov-23
may-23
nov-22
may-22
nov-21
may-21
nov-20
may-20
nov-19
may-19
nov-18
may-18
nov-17
may-17
nov-16
may-16
nov-15
may-15
nov-14
may-14
nov-13
may-13
nov-12
may-12
nov-11
may-11
nov-10
may-10
nov-09
may-09
nov-08
may-08
nov-07
may-07
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (3 de 5)
Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)
6000
Potencia Demandada
5000
Potencia Contratada por Licitaciones
4000
3000
2000
LEY N°28832
1000
0
DECRETO DE URGENCIA
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (4 de 5)
120%
100%
23%
16%
36%
80%
17%
39%
44%
50%
62%
60%
40%
77%
84%
64%
20%
83%
61%
56%
50%
38%
0%
2007
2008
2009
2010
Licitado
2011
2012
2013
2014
No Licitado
29
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (5 de 5)
Proyecto
Tecnología
Inicio de
operación
MW
Inversiones
Estimadas
(MM US$)
Machu Picchu II
Hidroeléctrica
2015
102
170
Huanza
Hidroeléctrica
2014
90
120
Quitaracsa
Hidroeléctrica
2015
112
250
Kallpa IV
Conversión CC
2012
292
402
Termochilca
Ciclo combinado
2013
196
118
Chilca 1 (Enersur)
Conversión CC
2013
303
395
Fénix
Ciclo combinado
2014
596
656
1 691
2 111
Total
Fuente: MINEM
30
EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS Y SU COMPARACIÓN (1 de 2)
31
EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS Y SU COMPARACIÓN
32
COMPOSICIÓN DE LOS PRECIOS
Tarifa Promedio = 14,8 US cents/kWh
Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE
33
SISTEMA DE INFORMACIÓN
34
Tercera Parte
SUBASTAS DE ENERGÍAS
RENOVABLES
35
POTENCIAL HÍDRICO
Según un estudio reciente,
el potencial hídrico
aprovechable por centrales
hidroeléctricas es
aproximadamente de
70 000 MW.
El 86% proviene de los
recursos de la Cuenca del
Atlántico, 14% de la
Cuenca del Pacífico y 0,3%
de la Cuenca del Río
Titicaca.
POTENCIAL SOLAR
No se ha estimado el
potencial en términos de
capacidad de proyectos
solares para generación
eléctrica.
El Atlas Solar sólo contiene
registros de rangos
promedio de radiación solar
para cada mes del año.
Los niveles más altos de
radiación solar se dan en el
sur del país: 6,0-6,5 kWh/m2.
37
37
POTENCIAL EÓLICO
El mayor potencial eólico se
encuentra en la costa del Perú,
debido a la fuerte influencia del
anticiclón del Pacífico y de la
Cordillera de los Andes, que
generan vientos provenientes
del suroeste en toda la región
de la costa.
El Atlas Eólico estima un
potencial sobre 77 000 MW, de
los que se pueden aprovechar
más de 22 000 MW.
38
38
POTENCIAL GEOTÉRMICO
Existe posibilidad de instalar
campos geotermales en regiones:
Región I: Cajamarca, La Libertad
Región II: Callejón de Huaylas
Región III: Churín
Región IV: Zona Central
Región V : Cadena Volcánica Sur
Región VI : Puno, Cusco
El mayor potencial se encuentra en
la Zona Sur del país,
sobre todo en los departamentos
de Puno y Cusco.
39
POTENCIAL BIOMASA
Se estima que se puede obtener
hasta 177 MW en centrales
convencionales de biomasa y 51
MW con el uso de biogás,
utilizando como dato los registros
de producción al año 2009, de
residuos agroindustriales en
plantas de procesamiento de la
caña de azúcar, cáscara de
arroz, algodón, trigo, espárrago y
los residuos forestales
provenientes de los aserraderos.
CRITERIOS Y ALCANCES DE LA SUBASTA RER
Mecanismo de promoción y Frecuencia:
• Subastas (dispuesto por marco normativo de promoción RER).
• Las subastas son convocadas con periodicidad no menor a 2 años.
Requerimiento:
• Se subasta la Energía Requerida en MWh/año (tecnologías biomasa,
eólica, solar, geotérmica y mareomotriz) más un adicional de pequeñas
hidroeléctricas (menores a 20 MW).
Porcentaje objetivo:
• El MINEM fija un % objetivo cada 5 años.
• Para los primeros 5 años es el 5% del consumo nacional.
Incentivos y Garantías:
• Prioridad para el despacho de carga y acceso a las redes de T&D.
• Garantías (cartas fianza) de seriedad de oferta y de fiel cumplimiento.
Tarifa Base:
• Tarifa máxima monómica (US$/MWh) calculada por OSINERGMIN para
cada tipo de tecnología con generación RER.
41
MECANISMO DE PAGO
•
El pago del ingreso anual se efectúa de acuerdo con lo siguiente:
 Un ingreso por la venta de energía a costo marginal (CMg).
 Un Cargo por Prima proveniente de los usuarios finales de electricidad, si
es que el ingreso anterior no cubre la tarifa de adjudicación.
US$/MWh
MW
Precio
Ofertado
Energía Adjudicada
(a Tarifa de Adjudicación)
Prima
Energía Extra
(a CMg)
CMg
Inyección Neta
(Usuario
Final)
Ingreso
Anual
Ingreso
a CMg
Inyección Neta
Período Anual (Mayo – Abril)
(COES)
Energía
ofertada
Energía
ofertada
42
RESULTADOS DE LAS SUBASTAS RER (1 de 2)
Tecnología
Biomasa
Biogás
Eólica
Solar
Pequeñas Hidro
Capacidad
(MW)
Precio
(cents
US$/kWh)
Factor
de Planta
(%)
Fecha
Subasta
Fecha
P.O.C.
Inversión
Estimada
(MM US$)
Paramonga
23
5,20
57,1
2009
2010
31,0
Huaycoloro
4,4
11,00
73,4
2009
2011
10,5
La Gringa V
2,0
9,99
80,0
2011
2014
5,6
Marcona
32
6,55
52,9
2009
2014
43,6
Cupisnique
80
8,50
43,0
2009
2014
242,4
Talara
30
8,70
46,0
2009
2014
101,2
Tres Hermanas
90
6,90
52,7
2011
2014
180
Panamericana
20
21,50
28,9
2009
2012
94,6
Majes
20
22,25
21,5
2009
2012
73,6
Repartición
20
22,50
26,9
2009
2012
73,5
Tacna
20
22,30
21,4
2009
2012
94,6
Moquegua
16
11,99
30,5
2011
2014
43,0
17 plantas
7 plantas
16 plantas
179,7
102
211
~6,00
~5,40
~5,65
~80,0
~80,0
~80,0
2009
2011
2013
2011-13
2014
2016
285,1
227,6
464,2
Total
850,1
Proyecto
1970,5
43
RESULTADOS DE LAS SUBASTAS RER (2 de 2)
44
MARCO PROPICIO PARA INVERSIÓN EN ENERGÍA LIMPIA
Fuente: FOMIN and Bloomberg New Energy Finance
45
SISTEMA DE INFORMACION (1 de 2)
www.osinergmin.gob.pe
46
SISTEMA DE INFORMACION (2 de 2)
47
Cuarta Parte
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y
ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA
48
EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)
• El COES es una entidad privada, sin fines de lucro. Está
conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores,
Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus
decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.
• Su finalidad es la de coordinar la operación de corto, mediano y
largo plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema,
el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así
como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y
administrar el Mercado de Corto Plazo.
Fuente: Ley N° 28832 (2006)
49
ORGANIGRAMA DEL COES
ASAMBLEA
DIRECTORIO
SECRETARIA
ASESORIA LEGAL DEL
DIRECTORIO
OFICINA DE
PERFECCIONAMIENTO
TÉCNICO
DIRECCION
EJECUTIVA
DEPARTAMENTOS
TECNOLOGÍA DE LA
INFORMACIÓN
ADMINISTRACION
TALENTO HUMANO Y GESTIÓN JURÍDICA Y
DESARROLLO
REGULATORIA
ORGANIZACIONAL
DIRECCIÓN DE
PLANIFICACIÓN DE
LA TRANSMISIÓN
DIRECCIÓN DE
OPERACIONES
SUBDIRECCIONES
PROGRAMACIÓN
COORDINACIÓN
EVALUACIÓN
TRANSFERENCIAS
PLANIFICACIÓN
NUEVOS
PROYECTOS
Fuente:
COES (2013) Memoria Anual 2012
50
GESTIÓN DE
INFORMACIÓN
MARCO LEGAL DEL COES
Feb. 2005
Feb. 1993
Nov. 1992
Dic. 1999
Oct. 1997
Jun. 2011
May. 2007
(Actualización)
Jul. 2006
May. 2008
51
NORMA TÉCNICA
DE OPERACIÓN
EN TIEMPO REAL
NORMA TÉCNICA
DE CALIDAD DE
SERVICIOS
OPERACIÓN DEL
SISTEMA ELÉCTRICO
Y
PLANIFICACIÓN DE LA
PROCEDIMIENTOS
COES
TRANSMISIÓN DEL
REGLAMENTO DE
SEGURIDAD Y SALUD
EN EL TRABAJO CON
ELECTRICIDAD
SEIN
52
PROCESOS DE OPERACIÓN Y ADMINISTRACIÓN
Pre - Operativo
Operativo
(Programación)
(Tiempo Real)
Operación
del Sistema
Post - Operativo
(Evaluación)
Administración
del Mercado
Transacciones
Económicas
53
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (1 de 5)
Objetivos
considerando
Elaborar los programas de
despacho de la operación de CP
y MP del SEIN
Coordinar los programas de
mantenimiento en el CP, MP y LP
de los equipos del SEIN
Criterios de seguridad,
calidad y el mínimo
costo de operación y
racionamiento
CP: Corto Plazo
MP: Mediano Plazo
LP: Largo Plazo
54
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (2 de 5)
Programación de
Mantenimiento
Programa Anual de
Mantenimiento
Programa de
Mantenimiento Mayor
Programación de
la Operación de
Mediano Plazo
Programación
de la Operación
de Corto Plazo
Programa Semanal
de Operación
Programa de
Mantenimiento Mensual
Programa de
Mantenimiento Semanal
Programa Diario de
Operación
Programa de
Mantenimiento Diario
55
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (3 de 5)
Programación de
Mantenimiento
Coordinar el Programa de
Mantenimiento Anual
(PMA)
Realizar el análisis
eléctrico para los PMA,
PMMA, PMM
Coordinar el Programa de
Mantenimiento Mayor
(PMMA)
Realizar el análisis
eléctrico diario
Coordinar el Programa de
Mantenimiento Mensual
Determinar el déficit de
generación
56
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (4 de 5)
Programación de la
Operación de Mediano Plazo
(horizonte 12 meses)
Realizar el análisis
energético de Mediano
Plazo SDDP
Determinar los volúmenes
de descarga de los
embalses
Determinar los Costos
Marginales
Calcular el consumo de
Combustible en el SEIN
Determinar la reserva fría
del SEIN
Determinar el déficit de
demanda
57
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (5 de 5)
Programación de la
Operación de Corto Plazo
Realizar el análisis
energético semanal y
diario (NCP)
Determinar la reserva fría
del SEIN
Coordinar la disponibilidad
de combustibles
Calcular el consumo de
Combustible en el SEIN
58
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (1 de 4)
Objetivos
Coordinar la Operación en Tiempo
Real del SEIN
Elaborar Reprogramas de la
Operación y Análisis Eléctrico
59
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (2 de 4)
Coordinación de la
Operación en Tiempo Real
del SEIN
Coordinar, supervisar y
controlar la ejecución de la
operación en tiempo real
del Sistema siguiendo
el Programa de Operación
Diario o su reprogramación
Dirigir las maniobras de
desconexión y conexión de
equipos
Dirigir el restablecimiento
del Sistema luego de
producida una
perturbación
Supervisar en tiempo real
las variables eléctricas y el
estado operativo del
Sistema
Controlar la calidad y
seguridad del SEIN
60
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (3 de 4)
Reprogramación de la
Operación
Realizar el reprograma de
la operación cuando
corresponda
Registrar las variables
hidráulicas de las centrales
hidroeléctricas
Realizar el análisis
eléctrico del reprograma
Registrar los
mantenimientos
ejecutados
61
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (4 de 4)
SCADA/EMS(PSS/ODMS) en el Centro de Control (CCO)
Entrada
Información de
Tiempo Real
PSS/ODMS
Caso Base
Información del
Modelo de la Red
• Análisis Topológico
• Estimador de Estado
• Flujo de Carga
• Análisis de Contingencia
Caso de Tiempo Real
Resuelto
Salida
62
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (1 de 5)
Objetivos
Evaluación Post-Operativa
Analizar Eventos
Supervisar la Operación Segura
63
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (2 de 5)
Proceso Post Operativo
Evaluación de la
Operación
Análisis de Información para
las Transferencias
Análisis de Eventos y
Asignación de
Responsabilidad por
la NTCSE
Identificación de Responsables
de las Transgresiones a la
NTCSE y Recomendaciones de
Mejora
Seguridad Operativa
y Mejora Continua
Identificación de eventos que
ponen en riesgo la Operación y
gestionar la implementación de
mejoras en el Sistema Eléctrico
64
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (3 de 5)
Evaluación de la Operación
del SEIN
Calificar el modo de operación
de las unidades de generación
(mínima Carga, inflexibilidades
operativas, operación por
tensión, etc.)
Determinar Costos Marginales
Idealizados (DU-049-2008), y
factores de pérdidas horarios
en barras de transferencias
Determinar las causas de
desviaciones importantes de la
producción de energía
Evaluar servicios
complementarios - regulación
de frecuencia primaria y
secundaria
Determinar las
indisponibilidades de las
unidades de generación
Determinar factores de
indisponibilidad para calcular
la energía firme de las
unidades de generación
65
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (4 de 5)
Análisis de Eventos y Asignación
de Responsabilidad por la NTCSE
Analizar eventos
que transgreden la
NTCSE
Identificar a los
responsables de la
transgresión
Asignar
responsabilidades
Recomendar
mejoras en el SEIN
66
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (5 de 5)
Seguridad Operativa y Mejora
Continua
Analizar el desempeño de la
operación para corregir
potenciales riesgos atribuibles
a condiciones operativas
Habilitar a los operadores del
COES para minimizar el riesgo
operativo atribuible a factores
humanos
Gestionar planes de
Restablecimiento para
restablecer el sistema eléctrico
en el menor tiempo
técnicamente posible, de
manera segura y confiable
Gestionar el Plan de
Continuidad del Centro de
Control (Respaldo de
procesos mínimos necesarios
en caso falle el Centro de
Control principal)
Elaborar y Actualizar los
procedimientos de maniobra
de los equipos del SEIN
67
68
Quinta Parte
PROCESO DE INTEGRACIÓN
69
COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (1 de 3)
Comunidad de países unidos
voluntariamente con el objetivo de
alcanzar un desarrollo integral, más
equilibrado y autónomo, mediante la
integración andina, sudamericana y
latinoamericana.
Los países que la integran están
unidos por el mismo pasado, una
variada geografía, una gran
diversidad cultural y natural, así
como por objetivos y metas
comunes.
70
COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (2 de 3)
• El año 2002 se creó el Comité Andino de Organismos
Normativos y Reguladores de Electricidad (CANREL), integrado
por Viceministros de Energía y Presidentes de Organismos
Reguladores de Electricidad de los países miembros.
• El CANREL a su vez constituyó el Grupo de Trabajo de
Organismos Reguladores (GTOR), cuyos miembros son
OSINERGMIN en representación de Perú, la CREG en
representación de Colombia, el CONELEC en representación de
Ecuador y AE en representación de Bolivia. Este grupo sirve
como apoyo técnico para las decisiones que tome el CANREL.
• Posteriormente, se formó el de Grupo de Trabajo de
Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos de los
Países Miembros de la Comunidad Andina (GOPLAN).
71
COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (3 de 3)
Diciembre
de 2002 (*)
Noviembre
de 2009
Decisión 536
Marco General –
Lineamientos para el intercambio intracomunitario de electricidad
•
•
Agosto
de 2011
Decisión 720
Decisión 757
Repartición equitativa de las rentas de congestión.
Discriminación de Precios
Anexos I y II para el intercambio de electricidad entre Colombia‐Ecuador y Ecuador‐ Perú
(*) La Decisión 536 se encuentra suspendida hasta el 31 de agosto de 2016 (Decisión 789)
72
• En el seno de la CAN se realizaron los acuerdos para
estructurar un proceso de integración eléctrica regional
andina en un marco de seguridad jurídica, con
complementariedad en el uso de recursos y beneficio
económico para las partes involucradas.
• Este proceso se desarrolla bajo el marco de la Iniciativa
Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA),
conformado por Perú, Chile, Colombia, Ecuador y Bolivia .
73
ARMONIZACIÓN REGULATORIA
Principales aspectos regulatorios planteados en los estudios
elaborados en el marco del SINEA:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Mercado spot regional
Despacho y redespacho
Contratos financieros
Rentas de congestión
Derechos Financieros Transmisión
Compensación por tránsito
Institucionalidad regional
Subsidios y aranceles.
74
Interconexión
ColombiaEcuador
Interconexión existente de 213 km
con 2 líneas doble circuito en 220 kV
entre SSEE Jamondino (Colombia) y
Pomasqui (Ecuador).
Actualmente limitada a 450 MW
(sentido Colombia–Ecuador) y 250
MW (sentido Ecuador–Colombia).
Refuerzos en Colombia permitirían
incrementar capacidad de
intercambio a 550-600 MW en
ambos sentidos.
75
Interconexión
Colombia-Ecuador
(800 MVA)
250 MMUS$
76
Interconexión
Ecuador – Perú
Interconexión existente de
110 km en 220 kV entre
SSEE Machala (Ecuador)
y Zorritos (Perú).
Actualmente limitada a 75
MW con conexión aislada.
77
Interconexión
Ecuador – Perú
(500-1000 MVA)
250-450 MMUS$
78
Interconexión Perú-Chile
700 MMUS$
(500-1000 MVA)
50 MMUS$
(130 MVA)
79
VISIÓN PARA
PERÚ DE LA
INTERCONEXIÓN
REGIONAL
80
Jaime R. Mendoza Gacon
Gerente de Generación y Transmisión Eléctrica
OSINERGMIN
Lima - Perú
Telf. (511) 219-3400 anexo 2016
[email protected]
Muchas
Gracias
www.osinergmin.gob.pe