DESPACHO ECONOMICO

DESPACHO ECONOMICO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA

Fecha 06/07/2014

Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica Página 1 de 102 COSTOS Y PRESUPUESTOS

Índice

1.- Introducción. .................................................................................................................6

2.- Objetivos. ......................................................................................................................9

3.- Antecedentes.............................................................................................................. 10

3.1.- Modelo Junín. ..................................................................................................... 10

3.2.- Modelo Camac.................................................................................................... 11

4.- El Despacho Económico. ........................................................................................... 13

4.1.- Modelo Perseo.................................................................................................... 14

4.1.1.- Breve Reseña. .............................................................................................. 14

4.1.2.- Descripción del Modelo................................................................................. 14

4.1.3.- Principio de Funcionamiento. ....................................................................... 15

4.2. Metodología-Operación Óptima De Sistemas Hidrotérmicos ............................. 16

4.2.1. Introducción. ................................................................................................... 16

4.2.2.- Operación De Sistemas Térmicos Puros............................................... 17

4.2.2.1.- Despacho Económico en Sistemas Térmicos. ......................................... 17

4.2.2.2.- Formulación Matemática del Despacho Térmico. ..................................... 18

4.2.3.- Operación de Sistemas Hidrotérmicos. ........................................................... 19

4.2.3.1.- Formulación Determinística del despacho Hidrotérmico................................ 23

4.2.3.1.1.- Función Objetivo. ............................................................................... 23

4.2.3.1.2.- Restricciones Operativas ................................................................... 23

4.2.3.1.2.1.- Cobertura de la Demanda (Balance de Energía).......................... 24

4.2.3.1.2.2.- Límites de Generación. ............................................................... 25

4.2.3.1.2.3.- Ecuaciones de Conservación del Agua........................................ 25

4.2.3.1.2.4.- Límites Operativos de los Embalses............................................ 27

4.2.3.1.2.5.- Límites Operativos de los Reservorios......................................... 27

4.2.3.1.2.6.- Límites Operativos de los Caudales Regulados. .......................... 28

4.2.3.1.2.7.- Extensión de las Ecuaciones de Conservación Básicas al Resto del

Modelo............................................................................................................ 28

4.2.3.1.2.8.- Metas Operativas. ....................................................................... 29

4.2.3.2.- Formulación Matemática de la Optimización Determinística. ...................... 30

4.2.3.2.1.- Incorporación de la Red de Transmisión. ........................................... 31

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4.2.3.2.1.1.- Balance de Energía..................................................................... 31

4.2.3.2.1.2.- Límites de Intercambio. ............................................................... 32

4.2.3.2. 2.- Modelo de Optimización incluyendo las Restricciones de la Red de

Transmisión. ...................................................................................................... 32

4.2.3.3.- Formulación Estocástica del Despacho Hidrotérmico........................... 33

4.2.3.3.1.- Árbol de Escenarios. ......................................................................... 33

4.2.3.3.2.- Modelo Matemático Estocástico......................................................... 37

4.2.4.- Modelo Inicial de Optimización para Resolver la Operación Hidro-Térmica...... 39

4.2.4.1.- Tratamiento de la Red de transmisión. ...................................................... 39

4.2.4.1.1.- Modelamiento del Flujo de Potencia a través de las Líneas de

Transmisión. ...................................................................................................... 40

4.2.4.1.2.- Modelamiento de las Pérdidas de las Líneas de Transmisión. ............ 41

4.2.4.2.-Tratamiento de las Restricciones de Riego y Agua Potable. ..................... 41

4.2.4.3.- Modelo Inicial, Ecuaciones. ....................................................................... 43

4.2.5.- Modelo Final de Optimización para Resolver la Operación Hidrotérmica....... 44

4.2.5.1.- Red de transmisión. .................................................................................. 44

4.2.5.2.- Riego y Agua Potable. .............................................................................. 45

4.3.- Detalles del Modelo. ........................................................................................... 45

4.3.1.- Introducción................................................................................................... 45

4.3.2.- Descripción del Modelo. ................................................................................ 45

4.3.2.1.- Consideración de los Caudales Afluentes. ............................................ 47

4.3.2.2.- Restricciones de Riego. ......................................................................... 47

4.3.2.3.- Restricciones de Mantenimiento. ........................................................... 48

4.3.2.4.- Modelo del Sistema Eléctrico................................................................. 48

4.3.2.4.1.-Pérdidas de Transmisión.................................................................. 48

5.- Control de un Sistema de Potencia. .......................................................................... 51

6.- Funcionamiento Económico de los Sistemas de potencia. ....................................... 54

6.1.- Clasificación de Centrales Eléctricas. ................................................................ 56

6.1.1.- Centrales de base o centrales principales. .................................................. 56

6.1.2.- Centrales de punta........................................................................................ 56

6.1.3.- Centrales de reserva..................................................................................... 56

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6.1.4.- Centrales de Socorro. ................................................................................... 56

6.2.- Estadísticas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. ............................ 56

6.2.1.- Producción de Energía. ................................................................................ 56

6.2.2.- Demanda de Energía. ................................................................................... 58

6.2.3.- Demanda Máxima y Potencia Firme. ........................................................... 58

7.- Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. ................ 60

7.1.1.- Misión. ........................................................................................................... 61

7.1.2.- Visión............................................................................................................. 61

7.1.3.- Objetivos Estratégicos. ................................................................................. 61

7.1.4.- Organigrama. ................................................................................................ 62

7.2.- Sistema de información del COES..................................................................... 65

8.- Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. ................................... 66

8.1.- ¿Qué es OSINERGMIN? ................................................................................... 66

8.2.- Misión.................................................................................................................. 67

8.3.- Visión. ................................................................................................................. 67

8.4.- Valores. ............................................................................................................... 67

8.5.- Estudios Económicos. ........................................................................................ 68

3.6.6.- ORGANIGRAMA ........................................................................................... 68

9.- Generación Eléctrica. ................................................................................................. 68

9.1.- Definición de central eléctrica. ........................................................................... 69

9.2.- Tipos de centrales eléctricas. ............................................................................. 70

9.3.- PARQUE DE GENERACIÓN DEL SEIN ........................................................... 71

9.4.- CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SEIN..................................................... 72

10.- Transmisión Eléctrica. .............................................................................................. 77

10.1.- ¿Cuáles son las autoridades del sector? ......................................................... 78

10.2.- ¿Cuál es la estructura del sector eléctrico peruano? ...................................... 79

10.2.1.- Generación.................................................................................................. 79

10.2.2.- Distribución. ................................................................................................ 79

10.3.- Transmisión ...................................................................................................... 79

10.3.1.- Mecanismos de expansión de la red de transmisión. ................................ 81

10.3.2.- Ingresos del Transportista. ......................................................................... 82

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10.3.2.1.- Instalaciones del Sistema Principal ..................................................... 82

10.3.2.2.- Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión. .................... 82

10.3.2.3.- Instalaciones del Sistema Secundario................................................. 83

10.3.2.4.- Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión. ............. 83

10.3.3.- Cargos por el empleo de la red de transporte por parte de los

generadores y cargas............................................................................................... 84

10.3.3.1.- Cargos por el empleo del Sistema Principal de Transmisión. ............ 84

10.3.3.2.- Cargos por el empleo de Sistemas Secundarios y Complementario de

Transmisión. ......................................................................................................... 85

11.- Regulación Tarifaria. ................................................................................................ 87

11.1.- La Comisión de Tarifas de Energía.................................................................. 87

11.2.- Sistema de Precios de Electricidad.................................................................. 88

11.3.- Precios Máximos de Generador y Distribuidor de Servicio Público. ............... 89

11.4.- Precios Máximos de Transmisión. ................................................................... 90

11.5.- Precios Máximos de Distribución. .................................................................... 92

11.6.- Resumen........................................................................................................... 92

12.- Conclusiones. ........................................................................................................... 94

13.- Recomendaciones.................................................................................................... 94

14.- GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................... 96

15.- BIBLIOGRAFIA....................................................................................................... 100

16.- ANEXOS................................................................................................................. 102

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Índice de Figuras

Figura 1: Equipo Encargado de Generación Eléctrica......................................................7

Figura 2: Transmisión Eléctrica. ........................................................................................8

Figura 3: Central Electrica de Malpaso. .......................................................................... 10

Figura 4: Central Hidroeléctrica del Mantaro. ................................................................. 11

Figura 5: Central de Transmisión Eléctrica. .................................................................... 12

Figura 6: Oficina Principal del OSINERGMIN. ................................................................ 13

Figura 7: Abastecimiento del Mercado con Generación Térmica Pura.......................... 17

Figura 8: Abastecimiento del Mercado Eléctrico Hidrotérmico....................................... 19

Figura 9: Proceso de decisión de Sistemas Hidrotérmicos. ........................................... 20

Figura 10: Costos asociados a la operación de los embalses. ...................................... 21

Figura 11: Uso Óptimo del Agua. .................................................................................... 22

Figura 12: Evolución de un Embalse a lo Largo del Tiempo. ......................................... 30

Figura 13: Sistema Eléctrico con Intercambios de Energía entre Regiones. ................. 31

Figura 14: Árbol de Escenarios Hidrológicos de Operación. .......................................... 34

Figura 15: Árbol de Secuencias Hidrológicas. ................................................................ 34

Figura 16: Series Históricas de caudales afluentes........................................................ 37

Figura 17: Formulación del Modelo Inicial. ..................................................................... 46

Figura 18: Demanda de Potencia.................................................................................... 51

Figura 19: Sistemas de Potencia. ................................................................................... 54

Figura 20 : Actividades Desarrolladas en el Sector Eléctrico......................................... 54

Figura 21: Tipos de Generación Eléctrica con fuentes Primarias Convencionales ...... 55

Figura 22 : Tipos de Generación Eléctrica con fuentes Primarias No Convencionales 55

Figura 23: Evolución de la Producción de Energía Tota Por tipo de Generación Del

COES. .............................................................................................................................. 57

Figura 24: Evolución de la Participación por Tipo de Recurso Energético en la

Producción de Energía del COES 2000 – 2013. ............................................................ 57

Figura 25: Demanda según el tipo de Producción.......................................................... 58

Figura 26: Despacho de generación para el día de máxima demanda de cada mes. .. 59

Figura 27: Evolución de la Demanda Máxima y Energía del COES 1997-2013............ 60

Figura 28: Organigrama del COES. ................................................................................ 62

Figura 29: Institución Reguladora OSINERMIN. ............................................................. 66

Figura 30: Estudios Económicos OSINERGMIN. ........................................................... 68

Figura 31: Organigrama de OSINERGMIN. .................................................................... 68

Figura 32: Porcentajes de Participación por Generación. .............................................. 71

Figura 33 : Potencia Efectiva por tipo de fuente Dic 2013. ............................................ 72

Figura 34: Centrales de Generación del SEIN. ............................................................... 73

Figura 35 : Variables Consideradas para la obtención del precio básico de energía. ... 93

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El Despacho Económico

1.- Introducción.

La operación económica de los Sistemas de Potencia es muy importante para

recuperar y obtener beneficios del capital que se invierte. Las tarifas que fijan las

instituciones reguladoras y la importancia de conservar el combustible presionan a las

compañías generadoras a alcanzar la máxima eficiencia posible, lo que minimiza el

costo del KW-h a los consumidores y también el costo que representa a la compañía

esta energía. La operación económica que involucra la generación de potencia y el

suministro, se puede subdividir en dos partes: una, llamada despacho económico, que

se relaciona con el costo mínimo de producción de potencia y otra, la de suministro

con pérdidas mínimas de la potencia generada a las cargas. Para cualquier condición

de carga, el despacho económico determina la salida de potencia de cada central

generadora que minimizará el costo de combustible necesario.

El problema de la operación de sistemas eléctricos competitivos es una clase

particular del problema de optimización de la producción de corto plazo, donde:

El bien que se produce es la energía eléctrica.

Los recursos disponibles son el parque generador.

El mercado está compuesto por la oferta correspondiente al parque generador,

mientras que la demanda del mercado corresponde a la demanda eléctrica que

debe ser abastecida.

El funcionamiento de un sistema de potencia requiere una serie de operaciones

o funciones de control cuyo número y complejidad dependerá de la dimensión del

sistema y del grado de seguridad que se quiera obtener. El despacho económico debe

ser considerado como una función a realizar dentro de un conjunto más amplio de

operaciones, cuya misión es la de alcanzar la seguridad y calidad de servicio deseado

con un mínimo de coste de generación. Aunque la finalidad última de las empresas es

la obtención de unos beneficios, estos siempre deberán pasar ineludiblemente por

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unos condicionantes previos. Estos condicionantes seguirán este orden: seguridad,

calidad y finalmente economía.1

- Seguridad: la compra, instalación y mantenimiento de equipos de seguridad

(interruptores, seccionadores, diferenciales, etc.), siempre suponen un

desembolso económico que hay que asumir, aunque esto repercuta en un menor

volumen de ingresos. Incluso si por afán ahorrativo no se considerará

indispensable su colocación, las normas nos recuerdan que nunca podemos

prescindir de ellos.

Figura 1: Equipo Encargado de Generación Eléctrica.

- Calidad de servicio: de poco serviría un suministro a más bajo precio, si por

ejemplo, de forma repetitiva se produjeran cortes del mismo. Nos interesa un

suministro que mantenga la potencia, la tensión y la frecuencia lo más constante

posible, asimismo que se asegure una continuidad en el servicio. Todo esto

conlleva disponer de aislantes acordes para las tensiones empleadas, secciones

de conductores aptas para la intensidad de transporte, unos límites de potencias

1 [1] Introducción al Despacho Económico Cap. XIV Pág. 339 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M.

Mujal Rosas.

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máximas para los alternadores, y de una infraestructura de instalaciones que

permitan el flujo de potencia deseado sin sobresaltos. El precio de estos

elementos e instalaciones también gravará el beneficio final, pero nunca, por

esto, se emplearán.

- Economía de servicio: una vez se han cubierto las necesidades de seguridad, y

de calidad de servicio, entonces (y nunca antes), se procederá al despacho

económico, es decir a sacar el máximo partido económico de la instalación.2

Es muy diferente la formulación de un problema de optimización económica en

un sistema eléctrico de potencia dependiendo del tipo de generación existente en el

sistema; en general, se distingue entre generación de origen térmico y generación de

origen hidráulico.

En la generación de origen exclusivamente térmico: se calcula el reparto de cargas

suponiendo que las unidades seleccionadas pueden atender cualquier demanda de

potencia, dentro de los límites permitidos para cada unidad. El despacho económico

se puede realizar con intervalos de pocos minutos suponiendo que la demanda de

potencia se mantiene constante durante cada intervalo. La optimización es un proceso

estático en el cual no es importante la variable tiempo.

Figura 2: Transmisión Eléctrica.

2 [1] Introducción al Despacho Económico Cap. XIV Pág. 339 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M.

Mujal Rosas.

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En la generación de origen hidráulico: será necesario considerar la disponibilidad

de agua para generación en cada central durante el intervalo para el que se realiza el

estudio; el proceso de optimización será dinámico y tendrá en cuenta la evolución de

la demanda de potencia con el tiempo, de forma que la potencia asignada a cada

central para satisfacer la demanda de potencia total no requiera una cantidad de agua

superior a la disponible para generación de energía eléctrica.

En el funcionamiento de un sistema eléctrico se debe asegurar la máxima

calidad y continuidad en el servicio con un mínimo coste; para conseguir tales fines

son necesarias una serie de operaciones de medida, análisis y control, entre los que

se encuentra el despacho económico.3

2.- Objetivos.

En el presente trabajo monográfico nos centraremos en los objetivos específicos:

- Conocer la Metodología que se emplea para el Cálculo de los Costos

Marginales.

- Conociendo la demanda de potencia total en el sistema, averiguar la potencia

que debe suministrar cada unidad para que el coste total de generación sea

mínimo.

- Tener conocimiento de los métodos usados.

- Desarrollar la metodología actual: el modelo Perseo.

- Fijar las variables para calcular el Despacho Económico.

Los objetivos secundarios vienen dados por:

- Tener referencia de quienes elaboran los despachos para su aplicación.

- Conocer las diferentes entidades encargadas y el papel que desempeñan.

- Profundizar en el tema del sector eléctrico.

- Entender que es competencia de un Ingeniero Mecánico investigar y

relacionarse con el sector eléctrico nacional.

3 [1] Introducción al Despacho Económico. Cap. XIV Pág. 339 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M.

Mujal Rosas.

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3.- Antecedentes.

3.1.- Modelo Junín.

El modelo JUNIN utilizado en el SICN realiza una representación uninodal del

sistema (SICN) acumulando toda la oferta y la demanda del sistema en un único nodo.

Optimiza sólo la operación de un embalse (el Lago Junín) y las hidroeléctricas

asociadas al mismo (las centrales hidroeléctricas de Malpaso, Santiago Antunez de

Mayolo y Restitución). El algoritmo de optimización que utiliza se vale de un

procedimiento recursivo que hace uso de la programación dinámica estocástica como

herramienta de decisión en la determinación del programa de operación de mínimo

costo.4

Figura 3: Central Electrica de Malpaso.

Este modelo se constituyó originalmente como un modelo integral aplicado al SICN y

posteriormente fue descompuesto en tres modelos que se utilizaban y que separaban

las funciones que realizaba el modelo original para calcular por separado el valor del

agua (modelo JUNRED), los costos marginales (modelo JUNTAR) y la programación

de la operación anual de las unidades generadoras del sistema (modelo JUNANO).

Todos los modelos matemáticos de optimización de sistemas hidrotérmicos utilizados

hasta la fecha (Junín, Camac, Perseo) presentan limitaciones respecto a la finalidad

específica de un agente determinado. En nuestro caso, la finalidad primordial era el

4 Modelos Matemáticos de Cálculo de Costos Marginales: Modelo JUNIN <www.osinergmin.gob.pe>

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manejo óptimo del embalse del lago Junín incorporando restricciones ambientales, por

lo que el Consultor prefirió el enfoque de optimización inmerso en modelo Junín

(programación dinámica estocástica) al utilizado por el modelo Perseo (programación

lineal) con fines de fijación tarifaria (que pone énfasis en el modelado de la red de

transmisión) aún a costa de no representar el comportamiento de otros embalses del

modelo. Cabe resaltar que las matrices de potencia generable no han de modificarse

mucho, dado que la forma de operación de una C.H. no varía mucho una vez que se

decide si operará en punta (reservorio diario) o en base.(caudal constante). En este

sentido, los embalses más importantes son aquellos que tienen capacidad de

regulación estacional (embalses grandes) y al mismo tiempo asociados a capacidad

de generación igualmente grande; situación que aún mantienen las C.H. de la cuenca

del Mantaro.

Figura 4: Central Hidroeléctrica del Mantaro.

3.2.- Modelo Camac.

El modelo CAMAC utilizado en el SIS considera la red de transmisión y

optimiza la operación de múltiples cuencas hidrográficas, donde cada cuenca puede

constar de varios embalses interconectados y una sola central hidroeléctrica ubicada

como elemento final del flujo de agua de la cuenca, así como de una demanda de

agua a la salida de la central hidroeléctrica, que condiciona su operación.

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El algoritmo de optimización que utiliza consiste en un procedimiento recursivo que

utiliza en cada etapa un algoritmo de flujo en redes generalizado que determina el

programa de operación de mínimo costo del sistema, el cual se representa mediante

una abstracción lineal.5

El modelo CAMAC se usó en el Osinerg en el año 1998, en la Comisión de Tarifas

Eléctricas Informe SEG/CTE Nº013-98:

Figura 5: Central de Transmisión Eléctrica.

Este modelo de despacho de energía para múltiples nudos (barras), permite calcular

los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples

embalses en etapas mensuales; utiliza programación dinámica dual estocástica para la

determinación de los costos marginales del sistema.

Ha sido sustituida por el modelo PERSEO, el cual resuelve las limitaciones de este

modelo utilizado, con anterioridad a la existencia del SEIN, para el cálculo de los

5 Modelos Matemáticos de Cálculo de Costos Marginales: Modelo CAMAC <www.osinergmin.gob.pe>

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precios de energía en barra en los Sistemas Interconectados Centro Sur (Modelo

CAMAC), el cual no se considera adecuado para representar las complejidades del

sistema hidrotérmico nacional.

Figura 6: Oficina Principal del OSINERGMIN.

4.- El Despacho Económico.

Definición:

El despacho económico consiste básicamente en usar los recursos energéticos

(térmicos hidráulicos, solares, eólicos, etc.) disponibles para la generación de energía

eléctrica en una forma óptima de tal manera que cubra la demanda de electricidad a

un mínimo costo y un determinado grado de confiabilidad, calidad y seguridad.

Este consiste también en conocer la cantidad de potencia que debe suministrar cada

generador para satisfacer una condición de demanda de los consumidores

minimizando los costos de generación del sistema eléctrico sujeto a diferentes tipos de

restricciones operativas de las plantas de generación tales como: rapidez para tomar

la carga en el sistema caldera, turbina, generador, límites de generación, reservas

rodantes, tipos de combustible, etc.

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Sin dejar a un lado las restricciones de transmisión y seguridad de la red eléctrica.

El Despacho Económico de sistemas eléctricos, en general, tiene como objetivo

minimizar el costo total de producción para el sistema, y consecuentemente la menor

tarifa de corto plazo para el consumidor. Determina, entre otros, la magnitud de la

generación (potencia y energía) de cada grupo térmico en cada una de las etapas del

horizonte de estudio.

El costo de producción está compuesto de los costos de operación de los grupos

térmicos y del costo de déficit (falla en el abastecimiento de la demanda). Los costos

de operación de una planta térmica se compone de: costos combustibles, los cuales

representan más de la mitad del costo total de operación y son determinados en base

del consumo específico, del poder calorífico, del precio de los combustibles y de la

generación neta de la planta; y costos no combustibles que corresponden a los gastos

de operación y mantenimiento, los cuales dependen del nivel de generación.

4.1.- Modelo Perseo.

4.1.1.- Breve Reseña.

El Modelo El Modelo PERSEO (Planeamiento Estocástico con Restricciones

en Sistema Eléctricos) permite calcular los Costos Marginales en cada una de las

barras del Sistema Eléctrico. Fue desarrollado en el año 2000 por la ex Comisión de

Tarifas Eléctricas - CTE (actualmente Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del

OSINERG – GART) para reemplazar a los modelos existentes: JUNIN y CAMAC, que

se empleaban en los sistemas Centro Norte y Sur respectivamente; todo esto ante la

interconexión de ambos sistemas en octubre del 2000. Este modelo optimiza la

programación de la operación Hidrotérmica, tomando en cuenta las características

operativas y restricciones del sistema.6

4.1.2.- Descripción del Modelo.

El modelo tiene como objetivo optimizar el problema de la programación de la

operación a mediano plazo, buscando el óptimo que minimice el costo total de la

6 [15] Breve Reseña, Modelo Perseo- Cap. V Pág. 52.

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operación para un Período de estudio, y en función a este plan óptimo obtener los

Costos Marginales en cada barra.7

4.1.3.- Principio de Funcionamiento.

El modelo contempla dos etapas:

• Aplicación de un modelo iterativo que permite determinar en que medida se pueden

abastecer las demandas de riego y agua potable así como los coeficientes de

pérdidas de las líneas de transmisión eléctrica en las cercanías del punto óptimo de

operación.

• Aplicación de un modelo Definitivo que incorpora la información de la etapa anterior

y determina la operación óptima y los costos marginales del sistema.

Principales Características:

- Multi – embalse: representación individual de cada embalse, toma de agua,

canal de conducción, cuenca hidrográfica, etc.

- Multi – nodo: representación de cada barra del sistema de transmisión

empleado en el estudio y del efecto de sus pérdidas.

- Multi – escenario: permite evaluar el desempeño del sistema ante diversos

escenarios hidrológicos, generados a partir del registro histórico de caudales

afluentes.

Sus Principales Resultados Se muestran por secuencia hidrológica, etapa y bloque. Se

presentan por cada variable:

- Costos marginales de corto plazo.

- Reportes de congestión.

- Costos de operación.

- Costos de falla.

- Caudales turbinados y vertimientos.8

7 [15] Descripción del Modelo, Modelo Perseo- Cap. V Pág. 53.

8 [15] Principales Características - Principales Resultados, Modelo Perseo- Cap. V Pág. 53.

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4.2. Metodología-Operación Óptima De Sistemas Hidrotérmicos

4.2.1. Introducción.

El problema de la operación de sistemas eléctricos competitivos es una clase

particular del problema de optimización de la producción de corto plazo, donde:

El bien que se produce es la energía eléctrica.

Los recursos disponibles son el parque generador (plantas termoeléctricas,

hidroeléctricas, embalses de regulación, canales de conducción, etc.).

El mercado está compuesto por la oferta correspondiente al parque generador,

mientras que la demanda del mercado corresponde a la demanda eléctrica que

debe ser abastecida.

Debido a que el problema es de corto plazo y netamente de operación, el parque

generador (existente y el programado a entrar en operación) para este horizonte es

conocido, por lo tanto, no es posible escoger entre nuevas alternativas de inversión.

Aqui se presenta el modelamiento del problema, la formulación matemática y la

descripción del procedimiento de optimización adoptado.

Se hace hincapié en el hecho de que el procedimiento adoptado contempla dos etapas

en el proceso de búsqueda del optimo, inicialmente se muestran las ecuaciones básicas

contempladas en el modelo final, y posteriormente se detallaran los pasos previos que

llevan a la determinación de los parámetros necesarios en la formulación final, mediante

la aplicación de un modelo iterativo inicial que permite determinar en qué medida se

pueden abastecer las demandas de riego y agua potable así como determinar los

factores de pérdidas de la red de transmisión eléctrica en las cercanías del punto óptimo

de operación.

En todos los casos analizados, el problema de la operación es formulado

matemáticamente como un problema de Programación Lineal de Costo Mínimo, el

cual se resuelve utilizando la herramienta CPLEX de ILOG que cuenta con múltiples

métodos de solución de problemas lineales, tales como algoritmos de flujo en redes,

algoritmos de punto interior y algoritmos matriciales. Se experimentó con los diversos

algoritmos disponibles, y se halló como el de mejor desempeño aquel que utiliza el

método Primal - Dual. Cabe señalar que las técnicas de solución de problemas lineales

derivan las sensibilidades utilizadas en el proceso de tarifación como resultado del

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proceso de busca del optimo, sin necesidad de esfuerzo adicional y que no es menester

de este manual introducir la teoría del método de solución seleccionado, pues se puede

hallar en cualquier libro de investigación de operaciones o de programación lineal.

4.2.2.- Operación De Sistemas Térmicos Puros.

Un sistema eléctrico térmico puro, como el mostrado en la figura 7, está

compuesto de un conjunto finito de plantas, las cuales deben operar en un régimen de

competencia para abastecer el mercado eléctrico. Para fines de simplificación, se

considera que toda la oferta y la demanda están concentrados en una sola barra.

Figura 7: Abastecimiento del Mercado con Generación Térmica Pura.

La operación de este sistema se puede obtener a través del denominado Despacho

Económico, el cual se describe en la sección siguiente.

4.2.2.1.- Despacho Económico en Sistemas Térmicos.

El Despacho Económico de sistemas eléctricos, en general, tiene como objetivo

minimizar el costo total de producción para el sistema, y consecuentemente la menor

tarifa de corto plazo para el consumidor. Determina, entre otros, la magnitud de la

generación (potencia y energía) de cada grupo térmico en cada una de las etapas del

horizonte de estudio.

El costo de producción está compuesto de los costos de operación de los grupos térmicos

y del costo de déficit (falla en el abastecimiento de la demanda). Los costos de operación

de una planta térmica se compone de: costos combustibles, los cuales representan más

de la mitad del costo total de operación y son determinados en base del consumo

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específico, del poder calorífico, del precio de los combustibles y de la generación neta de la

planta; y costos no combustibles que corresponden a los gastos de operación y

mantenimiento, los cuales dependen del nivel de generación.

4.2.2.2.- Formulación Matemática del Despacho Térmico.

La formulación típica del despacho económico considera al déficit como una

planta adicional de generación térmica con un altísimo costo de operación (costo de

falla). En programación lineal, generalmente se usa el siguiente modelo:

Dónde:

Índice de las plantas de generación térmica

Índice de las etapas

Número de plantas de generación térmica

Número de etapas del horizonte de estudio

Costo de operación de la j-ésima planta térmica en la etapa t

Generación de la j-ésima planta térmica en la etapa t

Capacidad disponible de generación de la j-ésima planta térmica en la

etapa t

Demanda del mercado de energía en la etapa t

Además:

Multiplicador dual que expresa la sensibilidad del costo de producción a la

Variación de la demanda en la etapa t

Multiplicador dual que expresa la sensibilidad del costo de producción a la

Variación de la capacidad disponible de generación de la j-ésima planta térmica.

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Estas sensibilidades representan los costos marginales de corto plazo y se usan en la

elaboración de estructuras tarifarias de los sistemas eléctricos.

La solución del Despacho Térmico y consecuentemente la derivación de las

sensibilidades asociadas al problema matemático es simple y por lo general no requiere

de procesos sofisticados de optimización. El método más conocido es el denominado

―Orden de Prioridades‖ o ―Lista de Mérito‖, que consiste en cargar las plantas térmicas por

costo creciente de operación hasta completar atender la demanda del total del mercado.

4.2.3.- Operación de Sistemas Hidrotérmicos.

En un sistema hidrotérmico, los suministradores de energía eléctrica son, como se

muestra en la figura 8, las plantas termoeléctricas e hidroeléctricas. El consumidor se

representa por la demanda del total del mercado eléctrico. Las plantas hidroeléctricas

turbinan el agua regulada por uno o más embalses dispuestos o no en cascada a lo

largo de una o más cuencas hidrográficas.

Figura 8: Abastecimiento del Mercado Eléctrico Hidrotérmico.

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La característica más importante en la operación de los sistemas hidrotérmicos lo

constituye el manejo de la energía hídrica almacenada en los embalses del sistema,

buscando evitar así los gastos de combustible que ocasionaría la generación térmica.

Si bien es cierto que el agua embalsada no tiene un precio directo, la disponibilidad de

esta energía gratuita está restringida por la capacidad de almacenamiento de los

embalses y por la incertidumbre de los caudales afluentes al sistema, introduciéndose

entonces una dependencia entre la decisión operativa presente y los costos operativos

futuros. En otras palabras si se utilizan las reservas de agua para evitar costos por

generación térmica en la actualidad y en el futuro ocurriese una sequía, podrían ocurrir

costos por racionamiento muy elevados. Si por otro lado, se decide almacenar agua

incurriendo en un mayor uso de generación térmica en la actualidad y ocurre una

afluencia futura elevada, ocurrirán vertimientos en los embalses con el consiguiente

desperdicio de energía y ocasionando un aumento de los costos operativos. Esta situación

se sintetiza en la figura 9.

Figura 9: Proceso de decisión de Sistemas Hidrotérmicos.

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Como consecuencia para determinar una política de operación confiable es necesario

considerar múltiples escenarios de afluencia hidrológica, y considerar como política

optima los valores de operación más probables, es decir el promedio de todos los

escenarios hidrológicos que se consideren.

El beneficio que produce el correcto manejo de la operación de los embalses de un

sistema eléctrico hidrotérmico, se mide mediante la función de costo total, es decir, como

la suma de la función de costo inmediato FCI (asociado a los costos de producción de

energía térmica en la etapa actual) y de la función de costo futuro FCF (asociado a los

costos operativos esperados por generación térmica y los costos de déficit, en etapas

posteriores) en que se incurre de acuerdo a las decisiones operativas adoptadas por los

embales del sistema (ver figura 10).

Figura 10: Costos asociados a la operación de los embalses.

La operación óptima a mínimo costo total del sistema hidrotérmico corresponde al punto

en el cual las derivadas de las funciones de costo inmediato y futuro son iguales (ver

figura 11). Estas derivadas de las curvas de costos son conocidas como valores del

agua, y están asociadas a la economía de la totalidad de combustible desplazado en la

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actualidad y en el futuro. Como consecuencia el valor de la energía producida por los

grupos hidroeléctricos asociados a los embalses, si bien no tiene un costo directo como

en el caso de las unidades térmicas, tiene un valor indirecto que depende de la política de

manejo de la energía hídrica.

La determinación correcta del valor del agua tiene gran importancia ya que a diferencia de

en los sistemas térmicos, donde el cálculo del costo marginal y su interpretación son

directos (pues corresponde al costo de producción de la unidad de mayor costo

variable que despacha), los costos marginales que se calculan en sistemas

hidrotérmicos son difícilmente explicables y verificables, pues reflejan el valor esperado

de los costos de oportunidad de las hidroeléctricas a lo largo de los años y múltiples

escenarios hidrológicos.

Figura 11: Uso Óptimo del Agua.

De todo lo anterior se concluye que el problema de la operación de sistemas hidrotérmicos

es:

- Dinámico y no separable, puesto que el manejo de los recursos energéticos a

través las decisiones operativas actuales y futuras no son independientes en el

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tiempo, sino que están enlazadas por las políticas de operación de los embalses

del sistema.

- Estocástico, debido a la incertidumbre de los caudales afluentes al sistema, los

cuales varían estacionalmente, y año tras año.

- Antagónico, ya que los objetivos de operación de mínimo costo y de suministro

confiable resultan no complementarios pues la mayor economía se obtiene al

generar la mayor cantidad de energía hidráulica pero se corre el riesgo de no

abastecer la demanda en el futuro; y a la vez la política de operación más

confiable corresponde a almacenar la mayor cantidad de agua posible, pero esto

significa utilizar más energía térmica. El equilibrio entre los costos operativos y

confiabilidad se obtiene a través de un costo de déficit, que representa el impacto

económico asociado a la interrupción del suministro.

De gran tamaño, debido a que generalmente existen múltiples embalses y centrales

hidroeléctricas interconectadas en un sistema hidrotérmico y a que se realiza una

optimización multi-etapa.

4.2.3.1.- Formulación Determinística del despacho Hidrotérmico.

4.2.3.1.1.- Función Objetivo.

El problema de la operación óptima determinística de corto plazo enfoca la

evolución del sistema a lo largo del tiempo; considera conocidas las variaciones

mensuales de las disponibilidades hidrológicas y de las demandas de energía eléctrica del

sistema. La operación busca minimizar el costo de producción de energía eléctrica para

todo el horizonte de estudio; el cual se compone normalmente de los costos de

generación térmica y eventuales costos de déficit.

Si el déficit se modela como un generador termoeléctrico ficticio con un costo de

operación elevado. Entonces, la función objetivo, en forma matemática, está dada por la

siguiente expresión:

4.2.3.1.2.- Restricciones Operativas

A continuación se describen el conjunto de restricciones operativas de corto plazo:

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4.2.3.1.2.1.- Cobertura de la Demanda (Balance de Energía)

El balance de energía en el punto donde se concentra la oferta con la demanda,

está dado por:

Dónde:

Índice de las plantas generadoras

Número de plantas de generación hidroeléctrica

Generación de la i-ésima planta hidroeléctrica en la etapa t, dada por:

Cabe notar que la expresión asume dos simplificaciones:

i. Existencia de una turbina por planta: esta simplificación es adoptada en este

trabajo por simplicidad de manera de facilitar la comprensión del lector. En la

práctica, sin embargo, puede existir más de una turbina por planta.

ii. Rendimiento constante: En la práctica, el rendimiento de una planta puede

variar significativamente con el total del agua almacenada y con la altura del canal de

fuga. A pesar de que estas variaciones sean importantes para la evaluación de la

evolución horaria del embalse, por lo general no son significativas en estudios con

periodos mensuales.

Finalmente, combinando expresiones, se obtiene:

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4.2.3.1.2.2.- Límites de Generación.

Las generaciones hidroeléctricas y termoeléctricas están acotadas por valores

máximos, mientras que la generación hidráulica puede estar adicionalmente acotada por

mínimos:

4.2.3.1.2.3.- Ecuaciones de Conservación del Agua.

Las ecuaciones de conservación del agua representan el balance hídrico en

cada punto del sistema, es decir, el total de agua que entra en cada punto

(elemento de la cuenca hidrográfica) debe ser igual al total de agua que sale.

Este balance depende del elemento del sistema hidráulico, sin embargo es posible

reducir los casos a dos básicos, a partir de los cuales se pueden derivar todos los otros.

Balance En Embalses

El volumen final del embalse en la etapa t es igual al volumen inicial (final de la etapa

anterior), más las entradas de agua (caudales incrementales afluentes y caudales

provenientes de las plantas aguas arriba), menos las pérdidas por evaporación, y los

volúmenes turbinados y vertidos en el propio embalse.

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Dónde:

Volumen de agua almacenado en el embalse de la i-ésima planta al inicio de la

etapa t (igual al volumen almacenado en la etapa t-1)

Volumen de agua afluente al embalse de la i-ésima planta durante la etapa t

Volumen de agua vertido por la i-ésima planta durante la etapa t

Conjunto de plantas aguas arriba de la i-ésima planta

Volumen de agua evaporada en el embalse de la i-ésima planta en la etapa t

Porcentaje de evaporación respecto del volumen almacenado en el embalse

Balances En Reservorios

Los reservorios se asume son del tipo que brindan regulación diaria, de modo que su

operación está referida solo a los bloques horarios que constituyen cada etapa, por lo

que el volumen final del reservorio al igual que el inicial en la etapa t es nulo. Dentro de

la etapa el volumen del reservorio en el bloque k es igual al volumen inicial (final del bloque

posterior), más las entradas de agua (caudales increméntales afluentes y caudales

provenientes de las plantas aguas arriba), menos los volúmenes turbinados y vertidos en

el propio reservorio durante cada bloque horario. Debe quedar claro que la finalidad de

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incluir los reservorios dentro de la formulación es la de modelar con mayor detalle la

disponibilidad de agua por parte de las centrales hidroeléctricas al nivel de los bloques

horarios de demanda de cada etapa.

Dónde:

Volumen de agua almacenado en el reservorio de la i-ésima planta durante la

etapa t en el bloque k.

Volumen de agua afluente al embalse de la i-ésima planta durante la etapa t

Volumen de agua vertido por la i-ésima planta durante el bloque k de la etapa t

Conjunto de plantas aguas arriba de la i-ésima planta

4.2.3.1.2.4.- Límites Operativos de los Embalses.

Los volúmenes de los embalses tienen límites físicos, mínimos y máximos :

4.2.3.1.2.5.- Límites Operativos de los Reservorios.

Los volúmenes de los reservorios tienen límites físicos máximos :

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4.2.3.1.2.6.- Límites Operativos de los Caudales Regulados.

Los caudales regulados aquí representados por ; donde:

Están acotadas por valores mínimos (por ejemplo, en casos de restricciones de irrigación,

navegación o recreación):

O límites máximos (por ejemplo, en casos de grandes avenidas):

4.2.3.1.2.7.- Extensión de las Ecuaciones de Conservación Básicas al Resto del Modelo.

Las cuencas hidrológicas se modelan a partir de sus componentes elementales

(embalses, reservorios, centrales hidroeléctricas y puntos de interés), las cuales se

relacionan unas con otras por las trayectorias físicas que las unen, y a través de las

cuales el agua del sistema fluye.

Los embalses y reservorios como se vio en los puntos anteriores son elementos

capaces de almacenar y/o transferir agua (energía) dentro de sus respectivos ámbitos

temporales. Por otro lado las centrales hidroeléctricas desde el punto de vista hidráulico

son elementos de paso del agua que fluye en el sistema, sin capacidad de almacenarla

y/o transferirla en el tiempo; y como el ámbito de interés de su operación se refiere a los

bloques horarios de demanda, el balance de caudales se debe hacer referido a esa

resolución temporal por lo que sus ecuaciones son las mismas de un reservorio sin

capacidad de almacenamiento y sin afluencia de caudal alguno, ni vertimiento.

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Existen otros elementos adicionales, que también sirven solo de paso al agua que fluye

por el sistema, pero que no transforman la energía hidráulica en energía eléctrica, a estos

elementos en este trabajo se los denominó puntos de interés y su ecuación de balance

hídrico corresponde a la de un embalse sin capacidad de almacenamiento.

Finalmente, las trayectorias de agua que unen a los embalses, reservorios, centrales

hidroeléctricas y puntos de interés son caudales regulados que además de tener un

sentido definido presentan pérdidas de caudal en el proceso de transportar el agua de un

punto a otro, estas pérdidas pueden deberse a filtraciones, evaporaciones u otra causa y

se representan en mediante un factor que relaciona el caudal que entra a la trayectoria

con el que sale de la misma.

4.2.3.1.2.8.- Metas Operativas.

Algunos modelos de operación óptima consideran restricciones de meta

relacionadas con el agua (energía) almacenada al final del horizonte de estudio,

expresados como: volúmenes - meta, valor del agua, etc. Estas restricciones son

relevantes en estudios de corto plazo, cuando se desea valorar la utilización futura de un

bien escaso. Sin embargo, en estudios de medio y largo plazo, por lo general, no son

tomados en cuenta, tal como lo muestra el siguiente análisis. La figura 12 presenta la

evolución del volumen de un embalse hipotético. Se puede observar que en el periodo t*

toda la capacidad de regulación del embalse está agotada. De este modo, se quiebra la

―unión temporal‖ entre el período t* y los periodos subsiguientes, ya que no es posible

―transportar‖ más agua después de este instante; la evolución del embalse posterior a

este punto es independiente de las decisiones pasadas, y se asume ―nueva vida‖, es

decir, comienza un nuevo ciclo de planeamiento.

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Por este motivo, normalmente el horizonte de estudio es una función de la capacidad de

regulación de los embalses del sistema; el cual debe ser lo suficientemente largo como

para que los embalses pasen por sus respectivos períodos secos y húmedos.

Figura 12: Evolución de un Embalse a lo Largo del Tiempo.

4.2.3.2.- Formulación Matemática de la Optimización Determinística.

El problema de la operación óptima determinística está compuesto de la función

objetivo y de las restricciones.

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4.2.3.2.1.- Incorporación de la Red de Transmisión.

En esta sección se muestra el efecto de las restricciones de la red de

transmisión, representado a través de un modelo de intercambio de energía entre áreas

o regiones del sistema.

La figura 13 muestra una red simplificada con tres regiones de generación/carga,

interconectadas a través de líneas de transmisión. Así mismo, se puede observar las

distintas posibilidades del sentido del flujo de energía entre las regiones.

Figura 13: Sistema Eléctrico con Intercambios de Energía entre Regiones.

El intercambio de energía entre las regiones, representadas por barras equivalentes,

se modela a través del siguiente conjunto de restricciones:

4.2.3.2.1.1.- Balance de Energía.

Dónde:

Índice de las barras equivalentes

Número total de barras equivalentes en el sistema.

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Conjunto de líneas de transmisión conectadas a la barra equivalente k.

Flujo de energía de la barra equivalente m para la barra equivalente k

en la etapa t.

Coeficiente de pérdidas del flujo de transmisión de m para k durante la

etapa t, expresado en % del flujo actual.

Demanda de energía en la barra equivalente k durante la etapa t

4.2.3.2.1.2.- Límites de Intercambio.

Los intercambios de energía entre las regiones están acotadas en valores máximos y

mínimos:

Donde es la capacidad permitida de transporte de la línea de transmisión que une

las barras equivalentes m y k.

4.2.3.2.2.- Modelo de Optimización incluyendo las Restricciones de la Red de Transmisión.

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4.2.3.3.- Formulación Estocástica del Despacho Hidrotérmico.

El problema de la operación óptima estocástica considera las incertidumbres

propias de los escenarios futuros, normalmente asociados a los caudales afluentes en

los embalses y bocatomas. La existencia de múltiples escenarios futuros de operación

conduce al concepto de índices esperados. En este caso, no se busca minimizar el costo

de operación, el cual ahora depende de variables no conocidas, sino más bien el valor

esperado del costo de operación.

4.2.3.3.1.- Árbol de Escenarios.

El problema estocástico se puede representar como un árbol ilustrado en la figura

14. Si se parte del escenario C0 en la etapa 1, y se suponen dos ocurrencias posibles

(también llamadas transiciones), por ejemplo, escenarios hidrológicos seco y húmedo,

existen dos posibles escenarios futuros para la etapa 2. Nuevamente, si se suponen dos

posibles transiciones, se obtienen cuatro escenarios para la etapa 3. Si se asume que el

proceso continúa, en un número razonable de etapas y transiciones, el número de

escenarios futuros se puede volver inmanejable.

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Figura 14: Árbol de Escenarios Hidrológicos de Operación.

Es importante notar, sin embargo, que no existe ninguna exigencia en cuanto al número

de transiciones o la forma de abertura del árbol. Por ejemplo, el árbol de escenarios de la

figura 3.8 se puede representar en la forma como se ilustra en la figura 15, la cual es una

sucesión de escenarios que no necesita necesariamente utilizar el mismo número de

transiciones por período. En este caso la sucesión de escenarios normalmente se

conoce como secuencia hidrológica.

Figura 15: Árbol de Secuencias Hidrológicas.

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El número de escenarios necesarios para el planeamiento de la operación depende del

tipo del sistema hidráulico y de la incertidumbre existente en los parámetros de interés,

por lo tanto debe ser establecido con un estudio cuidadoso. En la literatura existen

algunas técnicas estadísticas que se pueden utilizar para estimar el número de

escenarios necesarios para evaluar con una incertidumbre deseada β el valor esperado

del costo de operación del sistema.

Por ejemplo, si se toma una muestra, por el Método de MonteCarlo, de un número N

de posibles escenarios futuros, el valor esperado del costo de operación está dado por:

Donde Ci es el mínimo costo de operación asociado al escenario i. Se puede mostrar

que la incertidumbre asociada al valor esperado del costo de operación está dada por:

En otras palabras, el número de escenarios N necesario para que el valor esperado del

costo de operación sea evaluado con una precisión deseada β está dado por:

Esto significa que es posible determinar el número de escenarios que deben ser

utilizados; a partir de pruebas preliminares, donde son estimados el valor esperado y la

varianza del costo de operación del sistema.

Alternativamente al método descrito existen otro muy diversos para generar las

secuencias hidrológicas, estos van desde métodos muy simples hasta otros muy

sofisticados en las cuales se generan series hidrológicas de caudales sintéticos a partir de

un tratamiento estadístico de los datos históricos de las variables aunado a funciones

que correlacionan las afluencias de periodos pasados con las afluencias a predecir. El

modelo utiliza un método directo de tratamiento de caudales que consiste en tomar una

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muestra de N años, donde N es mayor o igual que el número de años que contempla el

horizonte de interés, digamos H. Las secuencias hidrológicas se generan entonces según

el siguiente esquema:

Dónde:

H Número de años a considerar en el estudio de operación.

m Periodo elemental observado (periodo mensual)

N Número de años de la muestra histórica (N ≥ H)

Este método es muy simple y presenta la ventaja de que no se requiere de análisis

estadístico mientras que a la vez respeta las relaciones inter-temporales e inter-cuencas

de las variables hidrológicas.

La figura 16 muestra la aplicación de este método para datos hidrológicos de 22 años.

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Figura 16: Series Históricas de caudales afluentes.

4.2.3.3.2.- Modelo Matemático Estocástico.

El modelo matemático de operación de sistemas hidrotérmicos para una secuencia

hidrológica s, se puede representar a través del modelo recursivo en programación

dinámica estocástica, mostrado en la siguiente ecuación para un entendimiento más claro

del conjunto:

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Este modelo se utiliza para obtener el conjunto de variables en cada secuencia hidrológica

s. Si se consideran secuencias hidrológicas con una estructura de árbol como el

mostrado en la figura 4.6, entonces es posible obtener el valor esperado de las variables a

través de:

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Donde es la probabilidad de ocurrencia de la secuencia hidrológica s, que en el

modelo es igual a 1/ , pues se asume una distribución uniforme de la probabilidad de

ocurrencia de cada secuencia hidrológica s considerada.

4.2.4.- Modelo Inicial de Optimización para Resolver la Operación Hidro-Térmica.

Debido a la importancia de la representación de las pérdidas energéticas y

eléctricas en la operación de los sistemas hidrotérmicos y consecuentemente en la

determinación de los costos marginales de corto plazo, se necesita de una estrategia

especial para la solución del modelo matemático del despacho hidrotérmico.

El tratamiento de las pérdidas energéticas de la red hidráulica se realiza de una manera

directa, asumiendo una correspondencia lineal entre las pérdidas de los elementos

hidráulicos y el agua que fluye o que se almacena en los mismos. Esto debido a que

difícilmente se presentan pérdidas suficientemente apreciables de modo que puedan

afectar los costos marginales del sistema y a que no se pueden modelar haciendo uso de

una única fórmula; por lo que tratar de introducir formulas aproximadas para cada caso

especial del sistema hidráulico no sería razonable.

Por otro lado las pérdidas eléctricas si tienen un efecto notorio en el valor de los costos

marginales por lo que se necesita de un mayor detalle en su representación.

4.2.4.1.- Tratamiento de la Red de transmisión.

En la sección anterior se formularon las restricciones de intercambio de las

líneas de transmisión y se indicó que esta es una función de los ángulos eléctricos de

sus barras de conexión, mas no se ha hecho explícita esta ecuación. Así mismo se ha

mencionado el uso de un coeficiente , pero no se ha hecho mención de cómo se

determina, además se formuló que con lo cual se está restringiendo el

sentido del flujo de energía en la línea de transmisión, de modo que es necesario

determinar las condiciones que previas llevan a la aplicación de este modelo; siendo

para ello necesario el uso de un modelo inicial que permita situarse en la vecindad del

punto de operación optimo sobre cuyos resultados se construye el modelo definitivo.

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4.2.4.1.1.- Modelamiento del Flujo de Potencia a través de las Líneas de Transmisión.

Como es sabido el flujo de potencia entre dos puntos de una red de transmisión

eléctrica no es una función lineal y está dado por las siguientes ecuaciones:

Dónde:

Nivel de tensión y ángulo eléctrico de la barra equivalente k.

Nivel de tensión y ángulo eléctrico de la barra equivalente m.

Conductancia y susceptancia eléctrica entre las barras equivalentes

m y k.

Flujo de potencia que abandona la barra equivalente m hacia la barra

equivalente k.

Flujo de potencia que llega a la barra equivalente k desde la barra

equivalente m.

Estas ecuaciones no pueden incorporarse en un modelo lineal, sin embargo se acepta

que un sistema eléctrico bajo condiciones de estabilidad de tensión y control de reactivos

la diferencia angular θ m−θ k es muy pequeña y las tensiones Em , Ek son muy próximas

a su valor nominal (1 p.u.); por ello las ecuaciones se pueden aproximar mediante:

El término cuadrático representa el componente de pérdidas de transmisión del flujo de

potencia a través de la línea, su incorporación en el modelo se realizara indirectamente,

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por lo cual inicialmente se ignoran dichas pérdidas de manera explícita. Por ello las

ecuaciones (3.27) se reducen a:

4.2.4.1.2.- Modelamiento de las Pérdidas de las Líneas de Transmisión.

Las ecuaciones sugieren que las pérdidas de transmisión se pueden modelar

como cargas adicionales ubicadas en las barras de conexión de la línea de transmisión,

tal como se muestra a continuación.

Esto lleva a la aplicación de un procedimiento iterativo en el cual se calculan los ángulos

y y las pérdidas correspondientes a los mismos hasta alcanzar un equilibrio. En el

proceso se busca que no supere el límite de capacidad de transmisión de la

línea, manteniéndose y la bidireccionalidad de flujo pues esta formulación es

básicamente un flujo de potencia óptimo DC, que como se sabe no consideran pérdidas.

4.2.4.2.-Tratamiento de las Restricciones de Riego y Agua Potable. Como se vio los caudales regulados se hallan limitados en su operación por

valores máximos y mínimos, pudiendo estos valores estar asociados a requerimientos de

agua potable o de riego. Con la finalidad de asegurar que estas demandas de agua sean

cubiertas aun ante la presencia de hidrologías extremadamente secas (evitando

infactibilidades en el proceso de optimización) se hace uso de variables ficticias que

suministran el caudal mínimo necesario para cumplir con estas restricciones, sin

embargo al tratarse de variables ficticias que introducen caudales inexistentes se

corre el riesgo de que siempre se cubra las demandas de agua haciendo uso de estas

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variables por ello es necesario modificar la función objetivo de costos inicial, penalizando

mediante un costo muy elevado cada unidad de volumen no atendido y manteniendo

como objetivo la minimización de los costos totales de operación más el costo por déficit

de atendimiendo de agua.

Dónde:

R índice de las demandas de riego y agua potable

T índice de las etapas

Número de demandas de riego y agua potable

Número de etapas del horizonte de estudio

Magnitud de la demanda de agua R no atendida en la etapa t

Costo de no atender los requerimientos de agua (C )

Es importante notar que en la ecuación (3.30) la variable , no aparece en ninguna

restricción de balance energético, por lo cual su presencia no introduce errores por

caudales inexistentes que puedan filtrarse en la red hidráulica del modelo.

El introducir un costo elevado fuerza a que , se aproxime en la medida de lo posible a

cero, lo cual dependerá de la disponibilidad de agua que tenga el sistema. Se asegura así,

entonces, que solo ante la carencia de agua por el sistema no se cubra el riego.

Aquí es necesario recordar que en la función objetivo del modelo final no se considera

ningún costo por caudales no atendidos (ver ecuación 3.2), esto porque al igual que el

tratamiento de las pérdidas de transmisión constituye un paso previo antes de formular el

modelo final, en el cual solo se acotan las demandas de riego y agua potable de acuerdo

a los valores obtenidos de iteraciones previas, lo que asegura que siempre serán

cubiertas ya no siendo necesaria su incorporación en la función objetivo.

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4.2.4.3.- Modelo Inicial, Ecuaciones.

El modelo matemático de operación de sistemas hidrotérmicos inicial para una

secuencia hidrológica s en la iteración (n+1), se muestra a continuación:

El proceso se detiene cuando el valor absoluto de la diferencia es menor que

una tolerancia especificada , y la siguiente condición adicional es verdadera:

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4.2.5.- Modelo Final de Optimización para Resolver la Operación Hidrotérmica.

La formulación y aplicación del modelo inicial da a conocer en qué momento y

en qué cantidades los requerimientos de agua no pueden ser atendidos, lo que permite

realizar una redistribución de estas (siempre y cuando sea necesario) de modo que

puedan siempre ser satisfechas. Además, del modelo inicial se obtienen los sentidos de

flujo que se esperan debe seguir la energía eléctrica a través de las líneas de transmisión,

así como una aproximación al valor porcentual de las pérdidas en cada línea en la

vecindad del punto óptimo de operación.

La necesidad de introducir una nueva formulación a partir de los resultados del modelo

inicial se debe que este es básicamente un flujo de potencia DC clásico, lo que impide que

los costos marginales de las barras del sistema se diferencian por pérdidas y solo lo hagan

si alguna línea llega a su capacidad limite o si existe algún generador en las cercanías

de una barra. Adicionalmente al haberse incorporado en la función objetivo términos que

penalizan el no atender las demandas de agua, ocasiona que el valor del agua en el

sistema se distorsione cuando no se pueden cubrir estos requerimientos.

A continuación se describe como la información obtenida del modelo inicial se utiliza

para construir el modelo definitivo.

4.2.5.1.- Red de transmisión.

Una vez conocidos los sentidos del flujo de energía en las líneas de transmisión, así

como la magnitud del flujo y las perdidas esperadas se puede calcular el factor de

pérdidas de la línea, mediante la relación.

Valor que se utiliza en el modelo que resume el conjunto de ecuaciones (3.20),

manteniendo la ecuación:

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4.2.5.2.- Riego y Agua Potable.

Conocidos los valores de las demandas de agua que no pueden ser

atendidas se replantean los límites inferiores de los caudales regulados asociados a

la demanda de agua R, mediante , y reemplazando la restricción

por en el modelo (3.20), asegurando de este modo que el agua

disponible sea suficiente para cubrir estas nuevas demandas de agua y no se distorsione el

valor del agua.

4.3.- Detalles del Modelo.

4.3.1.- Introducción.

Este capítulo describe las características fundamentales del paquete final, desarrollado

para el cálculo de los costos marginales del Sistema Interconectado Nacional (SINAC).

El modelo ha sido implementado en base de la teoría mostrada en los capítulos

anteriores.

4.3.2.- Descripción del Modelo.

Luego de haber revisado en el capítulo anterior la teoría básica del modelo definitivo,

este considera:

Las restricciones de medio y largo plazo; conforme se describieron en el capítulo 3,

tales como: límites físicos (caudales y volúmenes), la configuración de las cuencas

hidrográficas, etc. Es importante notar que las restricciones de riego mínimo para cada

mes del horizonte de estudio son incluidas en el conjunto de restricciones de medio y

largo plazo.

Las restricciones de corto plazo; correspondientes a los reservorios de

compensación y diques de regulación que tienen la capacidad de regular entre los

bloques horarios, o que son usados para fines agrícolas. Así mismo a la exigencia por

parte de las centrales hidroeléctricas de producir mayor potencia en las horas de punta

que en aquellas fuera de punta.

DESPACHO ECONOMICO


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El algoritmo definitivo, esquematizado en la figura 4.x, consiste de los siguientes

pasos:

1. Se plantea el Modelo Inicial que tiene por objeto maximizar la cobertura de las

demandas de agua a la vez que se minimizan los costos de operación de un

modelo DC en el cual las pérdidas de transmisión se modelan como demandas

adicionales.

2. Conocida la solución del modelo inicial, se calcula el valor de las pérdidas

esperadas de transmisión, el sentido esperado de los flujos de energía en las

líneas de transmisión en las cercanías del óptimo de operación definitivo; y los

caudales que no pueden ser atendidos de manera alguna.

3. Se formula el Modelo Final a partir de la información del modelo inicial.

4. Se Calcula el Despacho Definitivo: con el modelo que incorpora las pérdidas

de transmisión como tales y las demandas de agua redefinidas, se calcula

nuevamente el despacho de las centrales hidroeléctricas y térmicas. También

en esta fase se calculan los costos marginales de barra.

Figura 17: Formulación del Modelo Inicial.

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Es importante destacar que el resultado del algoritmo no pretende ser un despacho

para el SINAC. Para alcanzar esta opción, sería necesario considerar otras

restricciones adicionales, tales como: la toma de carga, restricciones de partida y

parada, tiempos mínimos de funcionamiento en las unidades termoeléctricas, etc.; las

cuales no pueden ser contempladas por el modelo desarrollado.

4.3.2.1.- Consideración de los Caudales Afluentes.

Uno de los resultados que se obtienen de la aplicación del modelo es la mejor

utilización (la óptima) de los recursos existentes, incluidos los hidráulicos. Por lo tanto,

se busca la regulación óptima que permita llegar al menor costo posible de operación.

Para lograr este objetivo, es necesario conocer los caudales (o posibles caudales)

naturales disponibles: de la precisión de la información depende la calidad del

resultado. Es importante remarcar que la utilización de caudales regulados, al contrario

de los naturales, puede destruir la optimización: los caudales regulados contienen, en

sí, la operación pasada, la cual no es necesariamente la óptima, y pueden, por lo

tanto, implicar en costos mayores de operación.

Otra consideración importante se refiere a la utilización de un único caudal medio en

substitución a diversas secuencias de posibles caudales. El caudal medio puede, por

ejemplo, ―ocultar‖ la información de sequías neutralizadas por caudales generosos en

otras secuencias.

Así, la información de posibles situaciones desfavorables puede ser bastante atenuada

o inclusive desaparecer, y consecuentemente los costos de operación esperados

pueden ser bastantes optimistas con relación a los reales.

En este sentido, el modelo desarrollado utiliza secuencias de caudales generados

sucesivamente a partir de los años históricos registrados, de acuerdo al procedimiento

descrito en los capítulos anteriores. El resultado óptimo corresponde al valor esperado

del costo de operación de acuerdo con lo que establece la Ley de Concesiones

Eléctricas.

4.3.2.2.- Restricciones de Riego.

Las restricciones de riego se consideran como caudales mínimos (y máximos) que

deben ser respetados, a menos que no exista disponibilidad hidrológica, debido por

ejemplo, a una sequía.

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4.3.2.3.- Restricciones de Mantenimiento.

En el modelo se han implementado los mantenimientos de las centrales hidroeléctricas

y grupos térmicos. El mantenimiento se especifica por el número de días por mes y el

número de horas de mantenimiento por día, diferenciándose por mantenimientos en

horas de punta y fuera de punta.

4.3.2.4.- Modelo del Sistema Eléctrico.

El modelo eléctrico representa las líneas más importantes del sistema de transmisión.

El modelo puede considerar y representar aproximadamente cien barras y ciento

cincuenta líneas de transmisión, aunque se podría extender si la memoria de la

computadora lo permitiese.

4.3.2.4.1.-Pérdidas de Transmisión.

Las pérdidas de transmisión se calculan inicialmente a partir de los parámetros y

ángulos eléctricos del sistema de transmisión:

Donde es la conductancia, la tensión de operación de la línea y son

los ángulos eléctricos de las barras de conexión de la línea.

El uso de la ecuación conduce a una aproximación bastante buena y por otro lado,

permite una simplificación importante al posibilitar el cálculo del coeficiente ymkcon

suficiente precisión, permitiendo que el modelo pase a ser completamente lineal, lo

cual permite un ahorro substancial de tiempo computacional y una ganancia

significativa en simplicidad y eficiencia del modelo.

El algoritmo final para el cálculo del flujo de potencia en las líneas y los costos

marginales en las barras corresponde a:

I. Cálculo de la operación del sistema considerando las líneas de transmisión sin

pérdidas. Almacenar los flujos de transmisión actuales.

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II. Cálculo de las pérdidas de transmisión según la ecuaciones. Inclusión de las

pérdidas en el modelo inicial como demandas de energía adicionales.

III. Nuevo cálculo de la operación del sistema.

IV. Comparar los flujos de potencia de la corrida actual con los flujos de potencia

de la corrida anterior. Si no existe cambio en el sentido de los flujos de

transmisión, y el valor de la función objetivo de la corrida actual con la anterior

difiere menos que la tolerancia permitida ir al paso vi.

Caso contrario continuar con el paso V.

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V. Cálculo de las pérdidas de transmisión según las ecuaciones (5.5). Inclusión de

las pérdidas en el modelo inicial como demandas de energía adicionales. Ir al

paso III.

VI. Calcular los factores de perdidas esperados de cada línea y redistribuir el riego

con la información del modelo inicial para construir el modelo final, calcular los

costos marginales de operación. Parar.

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5.- Control de un Sistema de Potencia9.

La demanda de potencia, a lo largo de un día será variable dependiendo del día

de la semana considerado, de la estación del año, e incluso de la ubicación geográfica

en la que se halla situado el sistema. A pesar de estas matizaciones, la curva de carga

no variará mucho, presentando puntas y valles; en la curva de la figura se puede

distinguir un valor mínimo, la carga de base, y un valor máximo, la punta de carga.

Figura 18: Demanda de Potencia.

Aquí nos surge un problema importante. Por una parte la demanda de potencia,

como queda reflejado en la figura, es muy variable con el tiempo; por otro lado, las

grandes centrales productoras de energía eléctrica son poco regulables (el tiempo

necesario para colocar en sincronismo un grupo térmico es muy considerable, de

forma que las centrales térmicas e hidráulicas se consideran prácticamente no

regulables), no pudiendo seguir la evolución de la curva de demanda; por último existe

la imposibilidad de obtener un gran almacenamiento de energía eléctrica que permita,

cuando sea necesario, disponer de ella. Todas estas limitaciones nos obligan a

9 [1] Control de un Sistema de Potencia Cap. XIV Pág. 340 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M. Mujal

Rosas.

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realizar una previsión de la demanda de potencia para preparar y seleccionar con

suficiente antelación los grupos necesarios.

Así nacen dos tipos de previsiones: las ―a corto plazo‖, y las ―a largo plazo‖:

- Una estimación de carga a corto plazo: entre un día y varias semanas, es

necesaria para la selección de las unidades que atenderán la carga y de las

unidades de reserva. Es decir, con la infraestructura que disponemos, ¿cómo

se utilizará para obtener el mayor rendimiento económico?, siempre

considerando prioritariamente la seguridad y calidad de servicio.

- La previsión de carga a largo plazo: cubre un período que puede ser superior a

un año, y es necesaria para planificar el mantenimiento y las futuras

necesidades de generación. En estas previsiones ya no se trata de seleccionar

las instalaciones deberán funcionar, sino más bien, sí es necesario, ampliar,

reducir o mejorar estas instalaciones.

La selección de unidades que trabajan en paralelo durante un determinado intervalo

de tiempo se realiza considerando el coste de operación y ciertos aspectos técnicos,

como son las características de regulación o los límites de estabilidad. A los costes de

operación, que incluyen costes de combustible, de mantenimiento y amortización de

las instalaciones, hay que añadir el coste de arrancada y de parada que presenta cada

unidad generadora.

Cada tipo de central tendrá una zona o régimen de carga donde será más útil, así de

forma resumida el reparto de cargas de sistema de potencia será atendido de la

siguiente forma:

- La potencia base será atendida por unidades de regulación muy lenta, cuya

potencia de salida se mantendrá sensiblemente constante y que presenten una

gran producción de energía eléctrica; dentro de esta categoría se incluyen las

centrales hidro-térmicas convencionales.

- El exceso de demanda sobre la carga base puede ser atendida por unidades

regulables, como pueden ser las centrales hidroeléctricas y, en caso de no

existir una generación suficiente de este tipo, por unidades térmicas. Estas

centrales son más regulables, aunque presentan el inconveniente de no ser

grandes productoras de energía.

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- Las puntas de carga serán alimentadas por unidades cuya regulación y puesta

en marcha sea muy rápida; dentro de esta categoría se encuentran las mini-

centrales hidroeléctricas y las unidades térmicas con turbina de gas. La

potencia que pueden entregar estas unidades es inferior a las restantes.

Como más regulable sea una central, menos potencia puede entregar, así las grandes

centrales térmicas o nucleares no son regulables, y en cambio las pequeñas turbinas

de gas alcanzan el sincronismo en poco tiempo. Tampoco debe olvidarse que, siempre

es necesario que exista una cierta generación de reserva, es decir que la potencia

total disponible sea en todo momento superior a la demanda de carga prevista, así se

evitarán cortes de suministro del todo indeseados.

Asimismo el cálculo del despacho económico permite determinar la potencia que

deben entregar las unidades seleccionadas para atender la carga de forma que el

coste de generación sea mínimo, el planteamiento de este problema depende, tal

como se ha mencionado en la sección anterior, del tipo de unidades generadores que

existan en el sistema en estudio.

Para que, en todo momento sea conocida la situación de un sistema eléctrico de

potencia, es necesario disponer, de forma permanente, de un cocimiento fiable de la

situación real del sistema. Los datos necesarios son obtenidos mediante medidas del

estado de las líneas e interruptores, así como de la potencia activa y reactiva que fluye

por cada elemento de la red. Las medidas realizadas son transmitidas a un centro de

control, dispuesto para tal fin, siendo inevitable que aparezcan errores debidos a las

interferencias en las líneas de comunicación o al ajuste de los aparatos de medida. La

estimación de estado es una operación imprescindible para conocer con precisión y

fiabilidad el estado de una red a partir de las medidas realizadas.

Así del análisis de seguridad puede dar lugar a ciertos cambios en la estructura de la

red (qué líneas debemos utilizar en cada momento para el transporte de energía

eléctrica, por ejemplo); la selección de las unidades generadoras dará la orden de

parada y puesta en marcha de los generadores (cuáles serán las unidades más

apropiadas para entregar el volumen de energía demandado); y finalmente, el

despacho económico indicará la potencia que debe entregar cada unidad generadora

(desde el punto de vista del mayor rendimiento en beneficios).

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Figura 19: Sistemas de Potencia.

6.- Funcionamiento Económico de los Sistemas de potencia.

Antes de empezar a detallar el análisis económico es importante conocer ciertas

condiciones presentes en el sector eléctrico Peruano.

Todos los tipos de energía disponibles son analizados en las siguientes figuras, para

comprender mejor el panorama de un diseño del mercado eléctrico en la parte de

operación del sistema de potencia.

Figura 20 : Actividades Desarrolladas en el Sector Eléctrico

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Figura 21: Tipos de Generación Eléctrica con fuentes Primarias Convencionales

Figura 22 : Tipos de Generación Eléctrica con fuentes Primarias No

Convencionales

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Como es conocido el operador del sistema en el Perú se encarga el COES. Y la

Elaboración del despacho económico.

6.1.- Clasificación de Centrales Eléctricas.

Centrales eléctricas según el suministro de electricidad:

6.1.1.- Centrales de base o centrales principales.

Son las que están destinadas a suministrar energía eléctrica de manera continua.

Estas son de gran potencia y utilizan generalmente como maquinas motrices las

turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas hidráulicas.

6.1.2.- Centrales de punta.

Proyectadas para cubrir demandas de energía en las horas punta. En dichas horas

punta, se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal.

6.1.3.- Centrales de reserva.

Tienen por objetivo reemplazar las centrales de base en caso de avería o reparación.

No deben confundirse con las centrales de puntas, ya que el funcionamiento de las

centrales de puntas es periódico (es decir, todos los días a ciertas horas) mientras que

el de las centrales de reserva es intermitente.

6.1.4.- Centrales de Socorro.

Tienen igual cometido que las centrales de reserva citadas anteriormente; pero la

instalación del conjunto de aparatos y maquinas que constituyen la central de reserva,

es fija, mientras que las centrales de socorro son móviles y pueden desplazarse al

lugar donde sean necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña potencia y

generalmente accionadas por motores Diésel; se instalan en vagones de ferrocarril, o

en barcos especialmente diseñados y acondicionados para esa misión.

6.2.- Estadísticas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

6.2.1.- Producción de Energía.

La Figura 23 muestra que en los últimos años el crecimiento medio de la Producción

con Gas de Camisea alcanzo un 19.60% y el crecimiento medio de la Producción de

Energía con Centrales Hidroeléctricas alcanzo solo el 2.16%.

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Figura 23: Evolución de la Producción de Energía Tota Por tipo de Generación

Del COES.

Figura 24: Evolución de la Participación por Tipo de Recurso Energético en la

Producción de Energía del COES 2000 – 2013.

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6.2.2.- Demanda de Energía.

La demanda de energía presenta una tendencia creciente en el periodo comprendido

de julio de 2004 a diciembre de 2009, incrementándose en 43,96%, con un nivel

mínimo de demanda de 1748,5 GWh en febrero de 2005 y un nivel máximo de 2659,2

GWh en diciembre del último año.

Figura 25: Demanda según el tipo de Producción.

6.2.3.- Demanda Máxima y Potencia Firme.

Los niveles de máxima demanda registraron un comportamiento creciente, de tal

forma que el promedio para el año 2004-2006 fue un 2175,63 MW, incrementándose a

3983,36 MW los siguientes años, pasando de 2959,28 MW en agosto del 2004 a

4322,40 MW en diciembre del último año, lo cual implica un incremento de 46,06%.

La demanda pico de cada mes es cubierta por energía eléctrica proveniente de

diversas tecnologías, siendo la primera en cubrir los requerimientos la fuente Hidro,

seguida del carbón, gas natural a ciclo simple, residual y, por último, el diésel, el cual

incluso en algunas oportunidad no es utilizado.

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Figura 26: Despacho de generación para el día de máxima demanda de cada

mes.

Con el transcurso de los años no solo la máxima demanda ha ido incrementándose

sino también la potencia firme, teniendo ambas una tendencia positiva, siendo el

margen de diferencia promedio para el periodo 2004-2009 de 1141,89 MW y

alcanzando su diferencial máximo en septiembre de 2009 con 1665,84 MW.

La potencia firme tuvo un incremento de 32,84% en el periodo de análisis, registrando

un nivel promedio de 4765,98 MW, este nivel fue superado a partir de julio 2007, mes

a partir del cual se mantiene alrededor de 5056,70 MW hasta mayo de 2009; a partir

de los meses siguientes, su nivel es creciente hasta octubre del mismo año (este mes

creció solo 0.01%), para luego disminuir en 0,15% y 0,33% en noviembre y diciembre,

respectivamente.

La participación porcentual de la potencia firme a base de fuente hidroeléctrica ha ido

disminuyendo, pasando de una participación promedio a 61,05%, de agosto de 2004 a

noviembre de 2006, a un promedio de 54,90% en el periodo de diciembre de 2006 a

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agosto de 2009, estando su participación en el último cuatrimestre alrededor de

48,54%.

Figura 27: Evolución de la Demanda Máxima y Energía del COES 1997-2013.

7.- Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

10.

El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de

Derecho Público. 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 coordinar la operación de corto, mediano y

largo plazo del 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

El COES reúne los esfuerzos de las principales empresas de generación, transmisión

y distribución de electricidad, así como de los grandes usuarios libres, contribuyendo a

través de su labor al desarrollo y bienestar del país.

Mediante el desarrollo de sus funciones, el COES vela por la seguridad del

abastecimiento de energía eléctrica, permitiendo que la población goce del suministro

10

Organización: ¿Quiénes Somos? < www.coes.org.pe>

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de electricidad en condiciones de calidad y posibilitando las condiciones adecuadas

para el desarrollo de la industria y otras actividades económicas. Asimismo, es

responsable de administrar el mejor aprovechamiento de los recursos destinados a la

generación de energía eléctrica.

7.1.1.- Misión11.

Operar el Sistema Eléctrico interconectado Nacional con transparencia, imparcialidad y

excelencia; y proponer planes para su desarrollo a fin de garantizar la seguridad,

calidad y economía del suministro de electricidad al país.

7.1.2.- Visión12.

Ser referentes técnicos en el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los

recursos y necesidades del país.

7.1.3.- Objetivos Estratégicos13.

- Desarrollar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo de

los procesos y al servicio del cliente.

- Mejorar las competencias de los colaboradores de acuerdo a lo requerido por

la organización.

- Asegurar la excelencia operacional de los procesos brindándoles el debido

soporte de tecnología y de infraestructura.

- Implementar un Sistema de Gestión del Conocimiento.

- Contribuir a mejorar el marco normativo y las políticas del sector energía.

11

Organización: Misión, Visión y Valores <www.coes.org.pe> 12

Organización: Misión, Visión y Valores <www.coes.org.pe> 13

Organización: Misión, Visión y Valores <www.coes.org.pe>

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7.1.4.- Organigrama14.

Figura 28: Organigrama del COES.

Asamblea:

Esta tiene las siguientes funciones:

- Designar y remover al Presidente del Directorio y fijar la remuneración del

Directorio.

- Aprobar el presupuesto anual.

- Designar o delegar en el Directorio la designación de los auditores externos.

14

Organización: Organigrama del COES < www.coes.org.pe>

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- Pronunciarse sobre la gestión y los resultados económicos del ejercicio

anterior.

- Aprobar y modificar los estatutos del COES.

Directorio:

Las principales funciones del Directorio son las siguientes:

- Aprobar la estructura organizativa del COES para el adecuado desempeño de

sus funciones.

- Aprobar las propuestas de Procedimientos Técnico y presentarlas al

OSINERGMIN.

- Aprobar los informes y estudios según lo establecido en la LCE, el RLCE, la

Ley 28832, el Reglamento del COES y/u otras normas aplicables.

- Resolver los recursos de reconsideración o apelación que presenten los

Integrantes.

- Aprobar y/o modificar el proyecto de presupuesto anual elaborado por el

Director Ejecutivo.

- Designar y remover al Director Ejecutivo.

- Someter a la Asamblea para su aprobación, la Memoria Anual y los Estados

Financieros del COES.

- Proponer y someter a la Asamblea para su consideración y eventual

aprobación las modificaciones estatutarias que crea pertinente.

- Tomar las acciones necesarias a fin de que la Dirección Ejecutiva cumpla con

sus obligaciones, de conformidad con las disposiciones de la LCE, el RLCE, la

Ley 28832, el Reglamento del COES, el Estatuto del COES, los

Procedimientos del COES y las Normas Técnicas.

- Fiscalizar la gestión de la Dirección Ejecutiva, disponer auditorías y controlar la

ejecución del presupuesto anual.

- Informar periódicamente a los Integrantes, al Ministerio de Energía y Minas y a

OSINERGMIN los hechos, actos, acuerdos o decisiones de importancia que

puedan afectar la operación del sistema, del mercado de corto plazo y/o de la

planificación de la transmisión.

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- Establecer pautas y criterios para la correcta ejecución y control del

presupuesto del COES.

- Designar y remover al Secretario y al Asesor Legal del Directorio.

- Garantizar el acceso de los Agentes, el Ministerio y el OSINERGMIN a la

información administrada y/o producida por el COES que pueda afectar la

operación del sistema, del mercado de corto plazo y/o la planificación de la

transmisión.

- Aprobar el Plan Anual de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico, de

conformidad con lo establecido en el numeral 24.3 del Reglamento del COES.

- Las demás funciones que se deriven o establezcan en la LCE, el RLCE, la Ley

Nº 28832, el Reglamento del COES, los Procedimientos del COES, las Normas

Técnicas, el Estatuto del COES y demás normas legales aplicables o tratar los

demás asuntos que les sean elevados por la Dirección Ejecutiva.

Dirección Ejecutiva:

Es el principal órgano de gerencia y administración, representa al COES ante

todo tipo de autoridades y es responsable de su buena marcha operativa

Oficina de Perfeccionamiento Técnico:

Evalúa las funciones otorgadas al COES con la finalidad de proponer al

directorio las mejoras pertinentes. Tiene definido un plan de trabajo anual

aprobado por el directorio

Dirección de Operaciones:

Coordina la operación del SEIN y los enlaces de interconexiones

internacionales, a corto plazo y mediano plazo, al mínimo costo, preservando la

seguridad y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Asimismo

está encargado de la administración del Mercado a Corto Plazo.

Dirección de Planificación de Transmisión:

Coordina la planificación de operación de Desarrollo de Largo Plazo, la

planificación y transmisión del SEIN e interconexiones internacionales, asi

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como otorgar la conformidad de los estudios de Pre operatividad para la

conexión del SEIN de nuevas instalaciones

7.2.- Sistema de información del COES15

.

El SICOES está conformado por cinco subsistemas principales, que se describen a

continuación:

Sistema de Gestión Operativa del COES (SGOCOES):

Brinda soporte a la gestión de los procedimientos del COES SINAC y marco

legal del SEIN. La primera versión de este sistema data de 1995, y la versión

actual entró en producción en marzo de 1999, siendo sus módulos

continuamente actualizados y reformulados por el COES SINAC cada vez que

los procedimientos y normativa se modifican.

Sistema SCADA / EMS:

Brinda soporte a la supervisión y coordinación de la operación en tiempo real.

La primera versión está en producción desde marzo de 2003; en junio de 2008

se integró el módulo de análisis EMS.

Sistema de Gestión Documentaria del COES (SGDOC):

También conocido como sistema de trámite documentario. Dada la naturaleza

técnica de los documentos del COES, este sistema se ha desarrollado como

extensión del SGOCOES. En producción desde junio del 2009.

WEB-COES / Extranet / Intranet:

Sistemas de publicación web; contiene documentos elaborados por el COES

SINAC, así como información técnica publicada directamente desde la base de

datos del SICOES. En producción desde el año 1999.

15

Información Operativa y Comercial: SICOES <www.coes.org.pe>

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Transcoes:

Sistema que permite el cálculo de las valorizaciones de transferencias de

energía mensuales.

8.- Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

8.1.- ¿Qué es OSINERGMIN?16

Es el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, una institución

pública encargada de regular y supervisar que las empresas del sector eléctrico,

hidrocarburos y minero cumplan las disposiciones legales de las actividades que

desarrollan.

Figura 29: Institución Reguladora OSINERMIN.

Se creó el 31 de diciembre de 1996, mediante la Ley N° 26734, bajo el nombre de

OSINERG. Inició el ejercicio de sus funciones el 15 de octubre de 1997, supervisando

que las empresas eléctricas y de hidrocarburos brinden un servicio permanente, seguro y

de calidad.

A partir del año 2007, la Ley N° 28964 le amplió su campo de trabajo al subsector

minería y pasó a denominarse OSINERGMIN. Por esta razón, también supervisa que

las empresas mineras cumplan con sus actividades de manera segura y saludable.

16

Información Institucional: ¿Qué es OSINERGMIN? <www.osinerg.gob.pe>

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OSINERGMIN tiene personería jurídica de derecho público interno

y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera.

Las labores de regulación y supervisión de esta institución se rigen

por criterios técnicos, de esta manera contribuye con el desarrollo energético

del país y la protección de los intereses de la población.

8.2.- Misión17

.

Regular y supervisar los sectores de energía y minería con autonomía y transparencia

para generar confianza a la inversión y proteger a la población.

8.3.- Visión18

.

Que la sociedad reciba un adecuado abastecimiento de energía y que las actividades

supervisadas por OSINERGMIN se realicen en forma segura y con cuidado del medio

ambiente

8.4.- Valores19

.

Compromiso: Actuar identificados con el organismo y sus funciones de manera

proactiva.

Excelencia: Actuar con eficacia y eficiencia.

Servicio: Tener la disposición para atender a los clientes y grupos de interés en los

sectores minero - energéticos.

Integridad: Actuar con profesionalismo y honestidad

17

Información Institucional: MISION <www.osinerg.gob.pe> 18

Información Institucional: VISIÓN <www.osinerg.gob.pe> 19

Información Institucional: MISION <www.osinerg.gob.pe>

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8.5.- Estudios Económicos20

.

Funciones

Estudio del desempeño de los subsectores de electricidad, hidrocarburos, gas natural y minería.

Análisis del impacto económico de la fiscalización y regulación.

Revisión y uso de modelos económicos y econométricos que sirvan para el diseño de la política regulatoria y de supervisión.

Análisis económico de soporte a las gerencias del OSINERG.

Figura 30: Estudios Económicos OSINERGMIN.

3.6.6.- ORGANIGRAMA21

20

Información Institucional: ESTUDIOS ECONOMICOS <www.osinerg.gob.pe> 21

Información Institucional: ORGANIGRAMA <www.osinerg.gob.pe>

Figura 31: Organigrama de OSINERGMIN.

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9.- Generación Eléctrica.

La generación de este tipo de energía se obtiene de la transformación de alguna clase

de energía distinta a la eléctrica (química, mecánica, térmica, solar, nuclear, etc.) en

energía eléctrica.

En el Perú, la energía eléctrica es obtenida principalmente por dos métodos; mediante

centrales hidroeléctricas, aprovechando la energía cinética del agua, que al caer por

un desnivel, acciona generadores; y mediante centrales térmicas, que convierten la

energía térmica, generada a partir de motores de combustión, en energía eléctrica.

El 70% de la producción de electricidad proviene de centrales hidroeléctricas y el resto

de centrales térmicas.

En cuanto al uso de la energía eléctrica en el país, más de la mitad de la producción

de electricidad es utilizada en el sector industrial, una cuarta parte por el sector

residencial y el resto por el sector comercial y alumbrado público (MEM).

El sector eléctrico tiene el reto de ampliar la interconexión del sistema eléctrico

nacional en el país y asegurar la suficiente potencia instalada de respaldo. Foto:

Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía.

En el país se produce alrededor de 25500 GW-h anuales y la producción aumenta

sostenidamente cada año. La potencia instalada se ha duplicado en los últimos 25

años, de 3140 a 6200 MW (2005 MEM).

9.1.- Definición de central eléctrica.

Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía mecánica en

energía eléctrica.

Las principales fuentes de energía son el agua, el gas, el uranio, el viento y la energía

solar. Estas fuentes de energía primaria para mover los álabes de una turbina, que a

su vez está conectada en un generador eléctrico.

Hay que tener en cuenta que hay instalaciones de generación donde no se realiza la

transformación de energía mecánica en electricidad.

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/i.-la-energia-y-los-recursos-energeticos

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/i.-la-energia-y-los-recursos-energeticos

http://172.29.83.155:8180/opencms/opencms/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/i.-la-energia-y-los-recursos-energeticos



http://172.29.83.155:8180/opencms/opencms/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/v.-funcionamento-basico-de-generadores

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9.2.- Tipos de centrales eléctricas.

Una buena forma de clasificar las centrales eléctricas es haciéndolo en función de la

fuente de energía primaria que utilizan para producir la energía mecánica

necesaria para generar electricidad:

Centrales hidroeléctricas: el agua de una corriente natural o artificial, por el efecto

de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina hidráulica.

Centrales térmicas convencionales: el combustible fósil (carbón, fueloil o gas) es

quemado en una caldera para generar energía calorífica que se aprovecha para

generar vapor de agua. Este vapor (a alta presión) acciona las palas de una turbina

de vapor, transformando la energía calorífica en energía mecánica.

Centrales térmicas de ciclo combinado: combina dos ciclos termodinámicos. En el

primero se produce la combustión de gas natural en una turbina de gas, y en el

segundo, se aprovecha el calor residual de los gases para generar vapor y

expandirlo en una turbina de vapor.

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú es abastecido por un

parque de generación conformado por centrales hidráulicas y centrales térmicas;

asimismo, en los últimos años se han puesto en operación centrales tanto hidráulicas

como térmicas, que por cuyas características han sido catalogadas como centrales de

Recursos Energéticos Renovables (RER), dado el fomento por parte del Estado

Peruano a un mayor aprovechamiento de los recursos renovables.

La industria de generación eléctrica en el Perú es conformada por empresas de

generación tanto privadas como del Estado, 37 de éstas conforman las empresas

integrantes del Comité de Operación Económica del Sistema Nacional (COES-SINAC),

las cuales han puesto a disposición de este Comité sus unidades de generación, para

que éste las requiera a operación según un despacho económico en tiempo real de

todo el conjunto.22

22

[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA Introducción. Pág.

8

DESPACHO ECONOMICO


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9.3.- PARQUE DE GENERACIÓN DEL SEIN

El parque de generación del SEIN que es despachado por el COES-SINAC, a

diciembre de 2013 está conformado por 79 centrales, de las cuales 48 son centrales

hidráulicas, 27 son centrales térmicas y 4 son centrales solares, cuya producción en

conjunto representan el 53.3 %, 46.2 % y 0.5 % respectivamente, de la producción de

energía eléctrica correspondiente al año 2013. En su conjunto estas centrales tienen

una potencia efectiva de 7775.6 MW, de los cuales 3171.3 MW corresponden a

centrales hidráulicas, 4524.3 MW a centrales térmicas y 80 MW a centrales solares.

Figura 32: Porcentajes de Participación por Generación.

Las unidades de generación que componen estas centrales, se basan en distintos

tipos de tecnologías y distintos tipos de fuentes primaria de energía. La potencia

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efectiva por tipo de fuente de energía primaria a diciembre de 2013, se distribuye

conforme el siguiente gráfico.23

Figura 33 : Potencia Efectiva por tipo de fuente Dic 2013.

9.4.- CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SEIN.

El SEIN está conformado por áreas operativas, ligadas tanto al ámbito geográfico del

país, como a aspectos propios de la red de transmisión; estas áreas se pueden

resumir en tres (03) áreas: área norte, área centro y área sur, las cuales se encuentran

interconectadas con los enlaces de trasmisión Paramonga – Chimbote, en el caso de

23

[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA – Parque de

Generación del SEIN. Pág. 9.

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las áreas norte y centro, y la interconexión Mantaro – Socabaya en el caso de las

áreas centro y sur.24

Figura 34: Centrales de Generación del SEIN.

En el siguiente cuadro se muestra la relación de empresas y el tipo de generación que

operan según el área donde se encuentran ubicadas sus respectivas centrales.

24

[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA – Centrales de

Generación del SEIN. Pág. 10.

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ÁREA EMPRESA TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)

CENTRO

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA Térmico 12.2

CELEPSA Hidráulico 222.2

CHINANGO Hidráulico 193.5

EDEGEL Hidráulico 556.8 Térmico 789.9

EGASA Térmico 70.7

EGENOR Térmico 192.8

EGESUR Térmico 23.0

ELECTROPERU Hidráulico 886.0 Térmico 0.0

ENERSUR Hidráulico 136.8 Térmico 808.1

HIDROCAÑETE Hidráulico 4.0

HIDROELECTRICA SANTA CRUZ Hidráulico 20.0

KALLPA GENERACION S.A. Térmico 860.7

MAJA ENERGÍA Hidráulico 3.5

PETRAMAS Térmico 5.0

SDF ENERGÍA Térmico 30.3

SHOUGESA Térmico 65.7

SN POWER Hidráulico 271.1

SOC.MIN.CORONA Hidráulico 19.6

TERMOCHILCA Térmico 209.0

TERMOSELVA Térmico 170.3

TOTAL ÁREA CENTRO 5551.4

NORTE

AGUAS Y ENERGIA PERU Hidráulico 12.6

EEPSA Térmico 301.7

EGENOR Hidráulico 374.3 Térmico 55.3

ELECTRICA SANTA ROSA Hidráulico 1.8

ELECTRICA YANAPAMPA Hidráulico 4.2

ELECTROPERU Térmico 16.3

MAPLE ETANOL Térmico 29.5

RIO DOBLE Hidráulico 18.0

SANTA CRUZ Hidráulico 14.4

SDE PIURA Térmico 26.8

SINERSA Hidráulico 10.0

TOTAL ÁREA NORTE 864.9

SUR

EGASA Hidráulico 175.8 Térmico 72.2

EGEMSA Hidráulico 88.8

EGESUR Hidráulico 34.9

ENERSUR Térmico 779.1

GEPSA Hidráulico 10.0

GTS MAJES Solar 20.0

GTS REPARTICION Solar 20.0

PANAMERICANA SOLAR Solar 20.0

SAN GABAN Hidráulico 113.1 Térmico 5.5

TACNA SOLAR Solar 20.0

TOTAL ÁREA SUR 1359.4

TOTAL 7775.6

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En el siguiente cuadro se muestra la relación de centrales de generación que son

despachadas por el COES-SINAC agrupadas por área, como se puede apreciar, en el

área centro se concentra la mayor potencia efectiva del sistema. En el área norte y sur

hay una mayor participación de centrales hidráulicas; sin embargo, la generación

térmica de dichas áreas se ha incrementado en el último año, siendo importante

en periodos de estiaje, donde la producción de las centrales hidráulicas de

estas áreas cae considerablemente. Cabe mencionar que las centrales solares se

concentran en la zona sur del país.

ÁREA CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)

CENTRO

COMPLEJO MANTARO Hidráulico 886.0

KALLPA Térmico 860.7

CHILCA Térmico 808.1

VENTANILLA Térmico 485.0

SANTA ROSA Térmico 304.9 HUINCO Hidráulico 247.3

PLATANAL Hidráulico 222.2

STO. DOMINGO DE LOS OLLEROS Térmico 209.0

LAS FLORES Térmico 192.8

AGUAYTIA Térmico 170.3 CHIMAY Hidráulico 150.9 YUNCAN Hidráulico 136.8 MATUCANA Hidráulico 132.8 YAUPI Hidráulico 112.7 CALLAHUANCA Hidráulico 80.4 PISCO Térmico 70.7 MOYOPAMPA Hidráulico 66.1 SAN NICOLAS Térmico 65.7 MALPASO Hidráulico 48.0 CAHUA Hidráulico 43.1 YANANGO Hidráulico 42.6 GALLITO CIEGO Hidráulico 38.1 OQUENDO Térmico 30.3 HUAMPANI Hidráulico 30.2 INDEPENDENCIA Térmico 23.0 HUANCHOR Hidráulico 19.6 PARAMONGA Térmico 12.2 HUASAHUASI I Hidráulico 10.0 HUASAHUASI II Hidráulico 10.0 PACHACHACA Hidráulico 9.7 OROYA Hidráulico 9.5 HUAYCOLORO Térmico 5.0 PARIAC Hidráulico 5.0 NUEVO IMPERIAL Hidráulico 4.0 MISAPUQUIO Hidráulico 3.9 RONCADOR Hidráulico 3.5 SAN ANTONIO Hidráulico 0.6 SAN IGNACIO Hidráulico 0.4 HUAYLLACHO Hidráulico 0.2

TOTAL ÁREA CENTRO 4881.8

MALACAS Térmico 301.7 CAÑON DEL PATO Hidráulico 263.5 CARHUAQUERO Hidráulico 95.1 MAPLE ETANOL Térmico 29.5 TABLAZO Térmico 26.8 PIURA Térmico 26.1 CHIMBOTE Térmico 19.6 LAS PIZARRAS Hidráulico 18.0 TUMBES Térmico 16.3 PÍAS Hidráulico 12.6

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NORTE

POECHOS II Hidráulico 10.0 CARHUAQUERO IV Hidráulico 10.0 CHICLAYO OESTE Térmico 9.6 SANTA CRUZ II Hidráulico 7.4 SANTA CRUZ I Hidráulico 7.0 CAÑA BRAVA Hidráulico 5.7 YANAPAMPA Hidráulico 4.2 PURMACANA Hidráulico 1.8

TOTAL ÁREA NORTE 673.3

SUR

RESERVA FRIA ILO Térmico 460.0 ILO 1 Térmico 179.4 CHARCANI 5 Hidráulico 144.6 ILO 2 Térmico 139.8 SAN GABAN II Hidráulico 113.1 MACHUPICCHU Hidráulico 88.8 CHILINA Térmico 42.4 MOLLENDO Térmico 29.8 ARICOTA 1 Hidráulico 22.5 MAJES SOLAR Solar 20.0 PANAMERICANA SOLAR Solar 20.0 REPARTICION SOLAR Solar 20.0 TACNA SOLAR Solar 20.0 CHARCANI 4 Hidráulico 15.3 ARICOTA 2 Hidráulico 12.4 LA JOYA Hidráulico 10.0 CHARCANI 6 Hidráulico 8.9 CHARCANI 3 Hidráulico 4.6 TAPARACHI Térmico 3.9 CHARCANI 1 Hidráulico 1.7 BELLAVISTA Térmico 1.5 CHARCANI 2 Hidráulico 0.6

TOTAL ÁREA SUR 1359.4 TOTAL 7775.6

Del cuadro anterior se puede observar que las centrales de generación más relevantes

dada su potencia efectiva son: las centrales hidráulicas del Complejo Mantaro (CH.

Santiago Antúnez de Mayolo y CH. Restitución), y las centrales térmicas Kallpa,

Chilca, Ventanilla y Santa Rosa, todas ellas ubicadas en el área centro, y representan

el 43 % de la potencia efectiva total.

Asimismo, si resumimos la potencia efectiva de las centrales que opera una empresa,

se puede apreciar que las empresas con mayor potencia efectiva en centrales son:

ENERSUR, EDEGEL y ELECTROPERU, las cuales concentran el 62 % de la potencia

efectiva total.

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EMPRESA POTENCIA EFECTIVA (MW) PARTICIPACION (%)

ENERSUR 1724.0 22.17%

EDEGEL 1346.7 17.32%

ELECTROPERU 902.4 11.60%

KALLPA GENERACION S.A. 860.7 11.07%

EGENOR 622.5 8.01%

EGASA 318.6 4.10%

EEPSA 301.7 3.88%

SN POWER 271.1 3.49%

CELEPSA 222.2 2.86%

TERMOCHILCA 209.0 2.69%

CHINANGO 193.5 2.49%

TERMOSELVA 170.3 2.19%

SAN GABAN 118.6 1.52%

EGEMSA 88.8 1.14%

SHOUGESA 65.7 0.85%

EGESUR 57.9 0.74%

SDF ENERGÍA 30.3 0.39%

MAPLE ETANOL 29.5 0.38%

SDE PIURA 26.8 0.35%

GTS MAJES 20.0 0.26%

GTS REPARTICION 20.0 0.26%

HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 20.0 0.26%

PANAMERICANA SOLAR 20.0 0.26%

TACNA SOLAR 20.0 0.26%

SOC.MIN.CORONA 19.6 0.25%

RIO DOBLE 18.0 0.23%

SANTA CRUZ 14.4 0.18%

AGUAS Y ENERGIA PERU 12.6 0.16%

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 12.2 0.16%

SINERSA 10.0 0.13%

GEPSA 10.0 0.13%

PETRAMAS 5.0 0.06%

ELECTRICA YANAPAMPA 4.2 0.05%

HIDROCAÑETE 4.0 0.05%

MAJA ENERGÍA 3.5 0.04%

ELECTRICA SANTA ROSA 1.8 0.02%

TOTAL 7775.6 100.00%

10.- Transmisión Eléctrica.

En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la

Ley de Concesiones Eléctricas, cuyo principal objetivo era promover la competencia y

las inversiones privadas en el sector y propiciar el mejoramiento del servicio de

energía eléctrica en el país.

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En 1994 se inicia la privatización del sector con la venta de las empresas de

distribución de Lima, continuando en 1995 y 1996 con la venta de las empresas

generadoras.

La importancia de la Ley de Concesiones radicó en el hecho de que las actividades

eléctricas fueran separadas en tres subsectores: generación, transmisión y distribución

y que pudieran ser desarrolladas y operadas por empresas privadas. Así mismo, esta

ley permitió definir un nuevo esquema tarifario para el desarrollo de estas actividades.

10.1.- ¿Cuáles son las autoridades del sector?

El sector eléctrico peruano está conformado por las siguientes entidades: el MINEM,

(Ministerio de Energía y Minas) como organismo rector, el Organismo Regulador

(OSINERG MIN), el COES-SINAC y las empresas eléctricas.

Como organismo rector, el MINEM define las políticas energéticas del país y otorga las

concesiones para la explotación de las diferentes etapas del negocio eléctrico.

OSINERGMIN, por su parte, está encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento

de las disposiciones legales y técnicas de las actividades que se desarrollan en los

subsectores de electricidad e hidrocarburos. En tanto el COES-SINAC es un

organismo técnico que coordina la operación económica del Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional, agrupando a las empresas eléctricas de generación y

distribución. Los principales dispositivos que regulan el sector eléctrico peruano son:

- Ley de Concesiones Eléctricas. (Ley 25844).

- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S.-009-93).

- Ley que Asegura el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley

28832).

- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D.S.-020-97).

- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación de los Sistemas

Interconectados.

- Marco general regulatorio el sub-sector electricidad.

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10.2.- ¿Cuál es la estructura del sector eléctrico peruano?

La normativa peruana clasifica las actividades del sector eléctrico en tres: generación,

transmisión (en la que REP desarrolla sus actividades) y distribución. A continuación

explicamos de manera general cada una de ellas:

10.2.1.- Generación.

La generación se refiere a la producción de energía eléctrica a través de distintas

técnicas, como son: la hidráulica, térmica, eólica, nuclear, geotérmica, de ciclo

combinado, etc., utilizándose en el país las 2 primeras técnicas. En el Perú, existen

154 empresas generadoras registradas en el COES SINAC.

10.2.2.- Distribución.

En esta fase se transporta la energía desde las subestaciones o barras base a los

consumidores finales, vía líneas de transmisión de media tensión que antes de llegar

al consumidor final es transformada a baja tensión (360V ó 220 V).

10.3.- Transmisión

La actividad de transmisión se refiere al transporte de energía desde los generadores

hacia los centros de consumo y se compone de líneas o redes de transmisión y

subestaciones de transformación o barras base. En el Perú, el sistema de transmisión

está compuesto por el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y por el Sistema

secundario de Transmisión (SST).

El SPT -principal- está conformado por líneas de transmisión de muy alta y alta tensión

que se conectan a las subestaciones o barras base. Luego a través de la SST -

sistema secundario, compuesto por líneas de transmisión de media y baja tensión, la

energía eléctrica se transporta a los consumidores finales.

REP desarrolla sus actividades en el rubro de transmisión y garantiza el óptimo

funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional, a través de sus dos Centros de

Control, los cuales se encuentran ubicados, uno en Lima y el otro en Arequipa. Desde

ellos se realiza toda la operación y control del sistema de transmisión de REP.

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El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el denominado SEIN a

partir de octubre del año 2000, que abarca de Norte a Sur la totalidad del país, desde

Tumbes (ciudad fronteriza con Ecuador), hasta Tacna (ciudad fronteriza con Chile). El

sistema troncal de transmisión entre Tumbes y Tacna opera a 220 kV y 500 kV, los

sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 kV,

138 kV y 60 kV.

La Ley N° 2883225, establece que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado

por cuatro categorías de instalaciones:

- Sistema Garantizado de Transmisión (SGT)

- Sistema Complementario de Transmisión (SCT)

- Sistema Principal de Transmisión (SPT)

- Sistema Secundario de Transmisión (SST)

Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema

Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se

produce en fecha posterior a la promulgación a la Ley N° 28832 de julio de 2006.

El Sistema Garantizado de Transmisión está conformado por las instalaciones del Plan

de Transmisión cuya concesión y construcción sean el resultado de un proceso de

licitación pública y el Sistema Complementario de Transmisión está conformado por

instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es

resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (Generadores, Transmisores,

Distribuidores y Usuarios Libres), o instalaciones aprobadas por OSINERGMIN,

mediante el Plan de Inversiones que resulte de un estudio de planeamiento.

Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario de

Transmisión son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo

antes de la promulgación de la Ley N° 28832.

El Sistema Principal de Transmisión es la parte del sistema de transmisión, común al

conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de

electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. El Sistema Secundario

de Transmisión es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir

25

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica .

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electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema

Principal.

El incremento de la demanda de electricidad y la oferta de generación obliga a que la

red eléctrica aumente su capacidad de transmisión, de esta manera evitar la

congestión y dar mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema.

Por lo tanto, se tiene previsto que el SEIN opere ahora sobre una nueva y mayor

tensión nominal de 500 Kv.

10.3.1.- Mecanismos de expansión de la red de transmisión.

Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente

de la Generación Eléctrica, se establecen los siguientes mecanismos para la

expansión de la red de transmisión:

- Plan de Transmisión: El COES tiene a su cargo la elaboración de la propuesta

del Plan de Transmisión para su aprobación por el MINEM, que tiene carácter

vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su

vigencia.

Para determinar el transportista que construye las instalaciones comprendidas

en el que Plan de Transmisión, y que pasan a integrar el Sistema Garantizado

de Transmisión se realizan licitaciones con el fin de otorgar concesiones por un

máximo de 30 años. En caso de instalaciones de refuerzo de las existentes, el

titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas

directamente. Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los

activos de transmisión serán transferidos al Estado sin costo alguno, salvo el

valor remanente de los Refuerzos que se hayan ejecutado durante el plazo de

vigencia de la concesión.

- Plan de Inversiones: se establece cada cuatro años y está constituido por el

conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación

dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado

por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del

sistema de transmisión considerando un horizonte de diez años, que deberá

preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de

transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

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10.3.2.- Ingresos del Transportista.

10.3.2.1.- Instalaciones del Sistema Principal

Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal

de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la LCE de 1992.

Los sistemas de transmisión remuneran a través de las tarifas reguladas la anualidad

de los costos de inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento

correspondientes a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA).

Los activos de la transmisión eléctrica se remuneran a través de la anualidad del valor

nuevo de reemplazo del ―SEA‖ a la demanda, que corresponde al costo de abastecer

la demanda de transporte al menor costo de mercado. La anualidad del valor nuevo de

reemplazo se calcula considerando una vida útil de 30 años y la tasa de actualización

fijada en la LCE (12%).

Los Costos de Operación y Mantenimiento (CO&M) se determina a partir de la

valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad eficientes

para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades

de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma.

La anualidad del valor nuevo de reemplazo y el costo de la operación y mantenimiento

del Sistema Principal de Transmisión se calculan anualmente en dólares.

10.3.2.2.- Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión.

Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, se rigen por lo dispuesto

en la Ley 28832 y se remuneran de acuerdo a la Base Tarifaria:

- La remuneración de las inversiones, calculadas como la anualidad para un

período de recuperación de hasta treinta años, con la tasa de actualización

definida en el artículo 79° de la LCE, igual al 12% real anual.

- Los costos eficientes de operación y mantenimiento.

- La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base

Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.

- Los componentes de inversión, operación y mantenimiento de la Base Tarifaria,

dentro del periodo de recuperación son:

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- Los valores que resulten del proceso de licitación pública, para el caso de las

instalaciones que se liciten, actualizados con sus respectivos índices conforme

el procedimiento que se establece en el Reglamento. En el proceso de

licitación, se oferta la Inversión y costos de Operación y Mantenimiento. La

remuneración anual de la inversión se calcula considerando la tasa vigente

establecida en la LCE (hoy 12%) y se mantiene constante en la concesión.

- Los valores establecidos por el regulador previamente a su ejecución, para el

caso que el titular del Sistema de Transmisión ejerza el derecho de preferencia,

para la ejecución de Refuerzos de Transmisión.

10.3.2.3.- Instalaciones del Sistema Secundario.

Las Instalaciones del Sistema Secundario, se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en

el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE:

El Costo Medio Anual de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de

Transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda se fijará por

única vez. Este Costo Medio Anual será igual al ingreso anual por concepto de Peaje e

Ingreso Tarifario y deberá ser actualizado, en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las

fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN, las mismas que

tomarán en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por

mayor, precio del cobre y precio del aluminio.

Cuando alguna de estas instalaciones sea retirada de operación definitiva, el Costo

Medio Anual se reducirá en un monto proporcional al Costo Medio Anual de la referida

instalación respecto del Costo Medio Anual del conjunto de instalaciones que

pertenecen a un determinado titular de transmisión.

10.3.2.4.- Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión.

Las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión, se remuneran de

acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE:

- El costo de inversión del Sistema Eléctrico a Remunerar se calculará con la

configuración del sistema definido en el Plan de Inversiones correspondiente.

- La valorización de la inversión de los SCT que no estén comprendidas en un

Contrato de Concesión de SCT, será efectuada sobre la base de costos

estándares de mercado.

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- El costo anual estándar de operación y mantenimiento de instalaciones no

comprendidas en Contratos de Concesión SCT, será equivalente a un

porcentaje del Costo de Inversión que será determinado y aprobado por

OSINERGMIN cada seis años.

- El Costo Medio de Anual de las instalaciones se calcula sumando la anualidad

del costo de inversión más el costo estándar de operación y mantenimiento.

- El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión del Plan de

Inversiones se fijará preliminarmente en cada proceso regulatorio y se

establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado

vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.

- Adicionalmente, de acuerdo a lo dispuesto en la Ley 28832, las instalaciones

del SCT deben contar con la conformidad del COES, mediante un estudio que

determine que la nueva instalación no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del

sistema.

10.3.3.- Cargos por el empleo de la red de transporte por parte de los generadores y cargas.

10.3.3.1.- Cargos por el empleo del Sistema Principal de Transmisión.

Los generadores y demandantes de energía del sistema interconectado nacional

pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante el denominado ―Ingreso

Tarifario‖. Y mediante el ―Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión‖.

El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada

en barras, valorizadas a sus respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el respectivo

peaje.

Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo de transmisión, se determina

un cargo complementario que es el Peaje por Conexión del Sistema Principal de

Transmisión (PCSPT).

El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso

Tarifario. Los peajes del Sistema Principal de Transmisión se fijan cada año en soles

al tipo de cambio de la fecha de fijación; y sus fórmulas de actualización consideran el

tipo de cambio y el índice de precios al por mayor publicado por el INEI.

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El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo

de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento

eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un

Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.

El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de la

Potencia de Punta en Barra es igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la

Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.

El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le es pagado mensualmente por

los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma

oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.

Cargos por el empleo del Sistema Garantizado de Trasmisión

La compensación para remunerar la Base Tarifaria (anualidad de la inversión más

costos de operación y mantenimiento) de las instalaciones del Sistema Garantizado de

Transmisión, es asignada a los Usuarios por OSINERGMIN.

A la Base Tarifaria se le descuenta el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado

se denomina Peaje de Transmisión (PTSGT). El valor unitario del Peaje de

Transmisión será igual al cociente del Peaje de Transmisión entre la demanda de los

Usuarios. El valor unitario del Peaje de Transmisión será agregado al Precio de la

Potencia de Punta en Barra.

10.3.3.2.- Cargos por el empleo de Sistemas Secundarios y Complementario de Transmisión.

Los generadores o demandantes que requieran de instalaciones de transmisión

distintas a las que conforman el SPT y/o SGT para conectarse con él, remuneran

dichas instalaciones según los criterios siguientes.

Instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión:

- Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad proveniente de

centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, son

remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales

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pagan una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las

instalaciones.

- Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad desde el

Sistema Principal de Transmisión hacia una concesionaria de Distribución o

consumidor final, son remuneradas íntegramente por la demanda

correspondiente, la cual paga el 100% del Costo Medio anual de las

instalaciones.

- Para los casos excepcionales que no se ajustan a las reglas anteriores, el

OSINERGMIN define la asignación de compensaciones a la generación o la

demanda o en forma compartida entre la demanda y generación, para lo cual

toma en consideración el uso o beneficio económico que cada instalación

proporcione a los generadores y usuarios.

- Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión:

- El pago de las instalaciones correspondientes a un Contrato de Concesión de

SCT se asignará 100% a la demanda comprendida dentro del área que

designe OSINERGMIN.

- Las instalaciones del SCT que atienden de forma exclusiva a la demanda de

una determinada área se le asignará el 100% del pago de dichas instalaciones.

- Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios

establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas

Secundarios de Transmisión.

- En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los

Usuarios Libres o que permiten a los generadores entregar su energía

producida al SEIN, dichos agentes pueden suscribir contratos de libre

negociación para la prestación del servicio de transporte.

Los consumidores de energía pagan el costo del SST y/o SCT mediante el

denominado ―Peaje de Transmisión‖, el cual es único para cada área de demanda (tipo

estampilla) determinadas por OSINERGMIN.

El Peaje se determina para cada Área de Demanda por nivel de tensión, como el

cociente del valor presente del flujo de las diferencias entre los valores anuales del

Costo Medio Anual y del Ingreso Tarifario, entre el valor presente de las demandas

mensuales para un horizonte de cuatro años.

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11.- Regulación Tarifaria.

11.1.- La Comisión de Tarifas de Energía26

.

La Comisión de Tarifas de Energía es un organismo técnico y descentralizado del

Sector Energía y Minas con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa,

responsable de fijar las tarifas de energía eléctrica y las tarifas de transporte de

hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de

distribución de gas natural por ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la

presente Ley y las normas aplicables del subsector Hidrocarburos.

26

ARTICULO 10 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844

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11.2.- Sistema de Precios de Electricidad.

Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán

de modo que promuevan la eficiencia del sector.27

Estarán sujetos a regulación de precios28:

a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán

determinados por el COES, de acuerdo a la Ley para Asegurar el

Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Esta regulación no

regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que

supere la potencia y energía firme del comprador.

b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los

Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados

de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el

Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y

Distribución.

d) 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,

conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica.

e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.

Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de

Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el

servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de

competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los

precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de

electricidad, las facturas deben considerar obligatoria y separadamente los precios

27

ARTICULO 42 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 28


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acordados al nivel de la barra de referencia de generación y los cargos de transmisión,

distribución y comercialización.29

11.3.- Precios Máximos de Generador y Distribuidor de Servicio

Público.

Las ventas de electricidad a un distribuidor, destinadas al Servicio Público de

Electricidad, se efectúan en los puntos donde se inician las instalaciones del

Distribuidor.30

Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijadas anualmente

por OSINERG y entrarán en vigencia en el mes de mayo de cada año.

Las tarifas sólo podrán aplicarse previa publicación de la resolución correspondiente

en el Diario Oficial "El Peruano" y de una sumilla de la misma en un diario de mayor

circulación. La información sustentatoria será incluida en la página web de

OSINERG.31

Antes del 15 de noviembre de cada año el Subcomité de Generadores y el Subcomité

de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los

correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra,

que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, lo siguiente:

a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período

de estudio;

b) El programa de obras de generación y transmisión;

c) Los costos de combustibles, Costos de Racionamiento y otros costos

variables de operación pertinentes;

d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;

e) Los costos marginales;

f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía;

g) Los factores nodales de energía;

29




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h) El Costo Total de Transmisión considerado;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,

j) La fórmula de reajuste propuesta.

Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán

entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser

puestos a disposición de los interesados que lo soliciten.

Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos

necesarios.32

11.4.- Precios Máximos de Transmisión.

En cada Sistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la

Comisión de Tarifas Eléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas

Secundarios de Transmisión de acuerdo a las características establecidas en el

Reglamento.

El Sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en

cualquier barra de dicho sistema.

Los Sistemas Secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal

o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas.33

Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su

propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmisión.

El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos

estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado.

La anualidad de la inversión será calculada considerando el Valor Nuevo de

Reemplazo, su vida útil y la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo

79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.34

32



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La compensación, se abonará separadamente a través de dos conceptos

denominados Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión.

El Ingreso Tarifario se determina como la suma de:

a) Ingreso Tarifario Nacional, calculado en función a la potencia y energía

entregadas y retiradas en barras, valorizadas a sus respectivos Precios

en Barra, sin incluir el respectivo peaje;

b) Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, calculado según el

Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.

El Reglamento definirá el procedimiento por el cual los Generadores harán efectiva la

compensación a los propietarios del Sistema Principal de Transmisión.35

Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o

del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.

Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del

Sistema Secundario de Transmisión como del Sistema de Distribución serán resueltas

por OSINERG.

Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la

siguiente manera:

a. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central

de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión existente son

remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores;

b. Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra

del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o

consumidor final son remuneradas íntegramente por la demanda

correspondiente;

34



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c. Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario

de Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán

resueltos por OSINERG.36

11.5.- Precios Máximos de Distribución.

Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden:

a. Los Precios a Nivel Generación.

b. Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes.

c. El Valor Agregado de Distribución.37

El Valor Agregado de Distribución se basará en una empresa modelo eficiente y

considerará los siguientes componentes:

f) Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de

potencia y energía;

g) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.

h) Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados

a la distribución, por unidad de potencia suministrada.38

11.6.- Resumen.39

El Decreto Ley N° 25844, LCE y el Reglamento de la LCE aprobado mediante Decreto

Supremo N° 009-93-EM, fijan los principios y los procedimientos mediante los cuales

se deben regular las tarifas de electricidad.

La LCE define que las actividades de generación, transmisión y distribución eléctrica

se desarrollan mediante un régimen de concesión y autorización efectuadas por

operadores ya sean privados o públicos, efectuadas por operadores independientes,

reservándose para el Estado el rol normativo y regulatorio. Asimismo, la Ley señala los

36




Regulación Tarifaria <www.osinergmin.gob.pe>

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principios de eficiencia económica que deben observarse para la regulación de los

precios, los que se resumen a continuación:

Tabla : Resumen de la Regulación Tarifaria Ley N° 25844

Segmento Principios, Criterios y Metodología Periodo Generación Competencia entre Generadores (merc. Relevante) 6 meses

Energía: Costos Marginales producto de la operación del

sistema (Costo de la última unidad despachada) Potencia: Costos Marginales producto de la central de

mínimo costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas).

Transmisión Monopolio Regulado/Concesiones 12 meses Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado Sistema Principal: Pagado por todos los consumidores

finales. Sistema Secundario: Pagado por los que usan físicamente

las instalaciones. Distribución Monopolio Natural 48 meses

Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión.

Figura 35 : Variables Consideradas para la obtención del precio básico de energía.

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12.- Conclusiones.

- El despacho económico tiene por fin el cálculo de los costos marginales del

sistema, pudiendo dar un orden en el uso de las centras de generación.

- Los criterios que se toman para establecer el modelo Perseo son: el manejo de

los recursos energéticos, la incertidumbre de los caudales afluentes los cuales

varían cada año, la decisión de costos en cuanto a usar una central

hidroeléctrica y una central térmica, las múltiples centrales hidroeléctricas

conectadas.

- El modelo Perseo para las generaciones hidroeléctricas es limitado en su

mayoría por condiciones naturales del sistema y por transmisión de energía,

estando la generación térmica y sus pérdidas más resumidas en el cálculo.

- El modelo Perseo es actualmente aplicado al Sector Eléctrico Peruano pero

tiene algunas limitaciones por lo que resulta un modelo no del todo efectivo.

- El despacho económico para el COES-SINAC se tendría que hacer añadiendo

y teniendo en cuenta estas restricciones adicionales mencionadas

anteriormente.

13.- Recomendaciones.

- Las ecuaciones del modelo Perseo son la base para la programación de este,

para descifrar las variables se encontró dificultad ya que la descripción del

OSINERGMIN no especifica su procedencia.

- La búsqueda de nuevas formas de optimización del problema de despacho

económico.

- Los cuadros donde aparece la potencia efectiva y la energía para el COES y

para el OSINERGMIN no son los mismos, hay que tener en cuenta que

OSINERGMIN revisa los datos determinados por el COES, y por esta razón

estas instituciones publican datos distintos, ya que OSINERGMIN considera en

este cálculo a otras centrales que el COES no considera.

- También hay que tener en cuenta las pérdidas que hay (cuando las centrales

venden menos a de lo que producen).

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- Suelen haber problemas de empresas con OSINERGMIN debido a que estas

empresas no toman en cuenta las perdidas y restricciones que para

OSINERGMIN son importantes, pero también es necesario analizar que

OSINERGMIN también puede tener errores al restar importancia en la

participación de las centrales en la producción de energía.

- El modelo PERSEO debería ser analizado para solucionar sus limitaciones (en

el complejo calculo que utiliza para la determinación de pérdidas y restricciones

especiales) para ver si este debe seguir vigente (mezclarlo con otros modelos,

perfeccionarlo, o cambiarlo).

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14.- GLOSARIO DE TÉRMINOS

1. Afluente: En hidrología corresponde a un curso de agua, que no

desemboca en el mar si no en otro rio más importante con el cual se une en

un lugar llamado confluencia.

2. Aguas arriba: Con relación a una sección de un curso de agua, se dice

que un punto esta aguas arriba, si se sitúa antes de la sección considerada

avanzando en el sentido de la corriente

3. Algoritmo: Son instrucciones y reglas bien definidas, ordenadas y finitas

que permiten realizar una actividad mediante pasos que no generen dudas

a quien realice la actividad.

4. Avenidas: Periodo donde se producen precipitaciones las cuales elevan

los caudales de los ríos que permite llenar los embalses asociados a

centrales hidroeléctricas.

5. Barras equivalentes: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para

entregar y/o retirar energía eléctrica.

6. Bloques Horarios: Son periodos horarios en los que los costos de

generación son similares, determinados en función de las características

técnicas y económicas del sistema.

7. CAMAC: Computation and Analysis of Marginal Costs.

8. Caudales: Cantidad de volumen de agua que atraviesa una sección

transversal por unidad de tiempo.

9. CO&M: Costos de Operación y Mantenimiento.

10. Comisión de Tarifas Eléctricas: es un organismo técnico y

descentralizado del sector energía y minas con autonomía funcional,

económica, técnica y administrativa responsable de fijar tarifas de energía

eléctrica.

11. Configuración: Se refiere a la forma en la que están relacionados los

elementos del sistema eléctrico o elementos de una parte del mismo, que

determina el conjunto de variables que definen el estado del Sistema o

parte de él, para un despacho dado de generación, carga en barras del

Sistema, recursos de control y supervisión disponibles para la operación del

Sistema.

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12. Costo Marginal de Corto Plazo: Costo de producir una unidad adicional

de electricidad en cualquier barra del sistema de generación-transporte.

Este varía por barra o nodo.

13. Costo Marginal: Es el cambio en el costo total al variar el nivel de

producción. Los costos marginales son los costos extras de producir una

unidad más de producto.

14. Costos marginales de Energía: es el costo de producción de una unidad

adicional de energía usando la central más barata que tenga capacidad

disponible.

15. Demanda máxima anual: es la máxima generación bruta horaria del total

de las unidades generadoras del sistema dentro de las horas de punta del

mismo.

16. Despacho (Dispatch): proceso de toma de decisiones de producción —

tanto en niveles como períodos— de las centrales en un sistema eléctrico

considerando aspectos técnicos y económicos. Se denomina despacho

económico (economic dispatch) a la búsqueda del menor costo de

producción de electricidad en un horizonte de tiempo determinado teniendo

en cuenta los recursos disponibles del sistema eléctrico.

17. Embalses: Acumulación de agua formada natural o artificialmente,

producto de la obstrucción del cauce de un rio.

18. EMS: (Energy Management System).

19. Estiaje. Es el nivel de caudal mínimo que alcanza un río o laguna en

algunas épocas del año, debido principalmente a la sequía.

20. Estocástico: Proceso estocástico Modelo matemático en el que la ley de

probabilidad que da la evolución de un sistema depende del tiempo.

21. Horizonte de estudio: es el alcance en tiempo que se proyecta el estudio

pudiendo ser a corto, mediano y largo plazo.

22. INEI: Instituto Nacional de Estadística e Informática.

23. Iterativo: Resolver un Problema mediante aproximaciones sucesivas a la

solución, empezando desde una estimación inicial.

24. LCE: Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.

25. Metodología: Conjunto de Procedimientos racionales utilizados para

alcanzar una gama de objetivos que rigen una investigación científica.

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26. MINEM: Ministerio de Energía y Minas.

27. Parque Generador: Está compuesto por plantas termoeléctricas,

hidroeléctricas, embalses de regulación, canales de conducción, etc.

28. PCSPT: Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión.

29. Potencia Firme: Es la potencia que puede suministrar cada unidad

generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento

de la LCE. En el caso de las centrales hidroeléctricas, la potencia firme se

determina con una probabilidad de excedencia de 95%.

30. REP: Red de Energía del Perú, compañía opera y mantiene más de 8 mil

km de líneas de transporte de energía, propias y de terceros, que recorren

21 departamentos del Perú.

31. Reserva Fría: Se refiere a la potencia total disponible de los grupos

generadores en reserva que se encuentran fuera de servicio. capacidad de

reserva de generación que puede entrar en operación ante una

contingencia en el sistema en unos pocos minutos.

32. Reservorios: Depósito de reserva de agua destinada a una operación que

tendrá ocurrencia en el tiempo.

33. SEA: Sistema Económicamente Adaptado.

34. SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Conjunto de líneas de

transmisión y subestaciones eléctricas entre si, así como sus respectivos

centros de descacho de carga, que permiten la transferencia de energía

eléctrica entre dos o más sistemas de generación.

35. Sensibilidad: Variación de la magnitud medida.

36. Sistema De Potencia: es un sistema de suministro eléctrico cuyo nivel de

tensión está fijado en cada país.

37. Sistema de transmisión: Conjunto de instalaciones para la transformación

y transporte de la energía eléctrica con tensiones iguales ó superiores a

30 kV.

38. Sistema Principal de Transmisión: Es la parte del sistema de

transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema

Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre

comercialización de la energía eléctrica.

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39. Sistema Secundario de Transmisión: Es la parte del sistema de

transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o

consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este

sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una

central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de

Transmisión.

40. Tiempo de Salida Forzada: Se refiere al tiempo que un equipo del Sistema

permanece fuera de servicio por falla propia o externa.

41. Transiciones: Intermedio entre un proceso antiguo o pasado y otro nuevo,

al que se llega tras un cambio.

42. Turbinados: Aguas turbinadas que se utilizan a presión para impulsar una

turbina.

43. Grupo de Arranque Rápido por Emergencia: Constituye parte de la

reserva fría del Sistema cuya capacidad de generación puede estar en

funcionamiento en un tiempo menor que 10 minutos.

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15.- BIBLIOGRAFIA

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[4] MANUEL URIBE GONZÁLEZ; DANIEL CÁMAC GUITIÉRREZ; VICTOR ORMEÑO

SALCEDO. 13 Jul 2006. ´´MANUAL TÉCNICO: Uso del Modelo Perseo´´. OSINERG.

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Católica de Chile. Escuela de Ingeniería. 128 Pág.

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TENSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL PERUANO SUJETO A LA

MINIMIZACIÓN DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

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[11] LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS Y REGLAMENTO. Actualizada Mar 2007.

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[12] ESTADISTICA DE OPERACIÓN 2013. Comité de Operación Económica del Sistema

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[13] LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN

ELÉCTRICA. Jul 2006 (Ley N° 28832). 1-11 Pág.

[14] CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA ELABORACION DEL PLAN DE

TRANSMISIÓN. Mar 2009. (Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM). Ministerio

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[15] ROMEL WILIAMS JIMENEZ PAREDES. 2006. ´´APLICACIÓN DEL MÉTODO DEL

TRADE OFF/RISK EN LA DETERMINACIÓN DEK PLAN REFERENCIAL DE

GENEREACION´´. Tesis. Ing. Electricista. Universidad Nacional de Ingeniería. 1-84

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[16] Ing. EDUARDO JANÉ LA TORRE; Ing. ARTURO OLIVERA CASTAÑEDA. 2013.

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INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN

ECONOMICA DEL SISTEMA´´. OSINERGMIN 1-96 Pág. <www.osinerg.gob.pe>.

[17] COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO

NACIONAL: ORGANIZACIÓN. (Disponible en:

http://www.coes.org.pe/wcoes/inicio.aspx Consultado el: 05 de Mayo 2014).

[18] ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGÍA Y MINERIA:

Información Institucional.

(Disponible en: http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Publico/1.htm?2216

Consultado el: 8 de Mayo 2014).

[19] MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS PERÚ: ELECTRICIDAD. (Disponible en:

http://www.minem.gob.pe/_sector.php?idSector=6 Consultado el: 8 de Mayo 2014).

[20] GERARDO ALBERTO GRANADA LOPEZ; ROBERTO CARLOS MARTINEZ

MIRANDA; MARIO ANTONIO ZALDIVAR MENDEZ. 2004.´ÁNALISIS DEL

DESPACHO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE EL SALVADOR´´. Tesis. Ing.

Electricista. Universidad Centroamericana JOSE SIMEON CAÑAS. Facultad de

Ingeniería y Arquitectura. El Salvador.

[21] PROCEDIMIENTO TECNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL

SINAC PR-32. ´ĆRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA PROGRAMACION DE LA

OPERACIÓN DE CORTO PLAZO DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN DEL

COES´´. COES-SINAC. 2003.

[22] PROCEDIMIENTO TECNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL

SINAC PR-42. ´´REGIMEN APLICABLE A LAS CENTRALES DE RESERVA FRIA DE

GENERACIÓN´´. COES-SINAC. 2013.

[23] ´ŃORMA TECNICA PARA LA COORDINACION DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO

REAL DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS´´. Resolución Directoral N° 014-

2005-DGE. 2011.

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16.- ANEXOS.

ANEXO 1 – Operación del sistema Eléctrico.

- Demanda máxima del SEIN Pág. 3.

- Caudal del Rio Mantaro Pág. 4.

- Hechos Relevantes del SEIN 2013 Pág. 8.

ANEXO 2 – CAP 2 Despacho Económico.

- Costos Variables. Concepto. Pág. 9.

ANEXO 3 – Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión.

- Expansión de Generación. Pág. 68.

- Energía, Potencia Demandada. Pág. 70.

ANEXO 4 – Estadística de Operación 2013.

- Máxima Demanda Pág. 52; 57.

- Costo Marginal Pág. 163.

ANEXO 5 – CAPITULO XIV: DESPACHO ECONOMICO.

- Análisis Corto y Mediano Plazo Pág. 340 y 341.

ANEXO 6 – LEY GENERAL DE LAS AGUAS.

- Orden de Prelación en el uso de las Aguas.

ANEXO 7 – Proyecto de Generación Eléctrica.

- Cronología Pág. 19.

- Diferencias Hídricas financieras Pág. 40.

- Conclusiones Pág. 120.

ANEXO 8 – Sustento de la Necesidad del Procedimiento Técnico PMP.

- Conceptos: M. Plazo, Corto Plazo, Largo Plazo. Pág. 5.

ANEXO 9 (ABC) – TARIFAS ELÉCTRICAS DE DIFERENTES DEPARTAMENTOS.

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