Despacho Economico Coes 331z3y
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CONTENIDO
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES
Despacho Económico en Sistemas Interconectados
IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
José Fonseca Palacios Unidad de Generación del SEIN Gerencia de Fiscalización Eléctrica
Enero 2013
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CONTENIDO
INTRODUCCION El ser humano en su desarrollo ha encontrado el camino para aprovechar la energía, y cada vez más, el uso y manejo significativo de la energía resultaron en los más grandes cambios de la historia; es por ello que, el establecer un uso adecuado de la misma asegura el desarrollo sostenible de una Nación.
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
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CONTENIDO
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú En los inicios la industria fue en su mayoría desarrollada por privados sobre todo en Lima:
I. Introducción
•
II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
•
III. El COES
•
IV. Programación de la Operación del Sistema
•
1898: “Compañía Ferrocarril Urbano de Lima”.
•
1901: “Compañía Eléctrica del Callao”.
•
1902: Planta Térmica de Limatambo para el
Fábricas se abastecen con su propia generación en Lima (reactivación de industria nacional luego de la Guerra del Pacífico 1879 - 1883) 1884: “Peruvian Electric Construction and Supply Company” (alumbrado eléctrico de la ciudad de Lima por 20 años, inicio 1886) 1900: “Empresa Eléctrica Santa Rosa” (central a vapor Santa Rosa de 450 kW)
V. Despacho Económico
Tranvía Eléctrico a Chorrillos. •
1906: Formación de “Empresas Eléctricas Asociadas”. Central Térmica Santa Rosa (1899) – Publicación “Tejedores de Luz” –REP
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Empresas Eléctrica Asociadas (Lima): •
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Empresas Eléctrica Asociadas (Lima):
1922: Gran expansión, EE.EE.AA. empresa privada de capitales extranjeros: Estrecha colaboración con la Motor Columbus S.A., Baden, la Brown Boveri Company, Baden Suiza y a partir de 1926 con la Compañía Sudamericana de Electricidad - Sudelectra - en Zurich (aporte suizo).
•
1927: Central Térmica de Santa Rosa fue ampliada con dos turbo grupos a vapor, cada uno de 5000 kW.
•
1933: Se acepta el proyecto del Ing. Pablo Boner (centrales en la cuenca Rímac – Santa Eulalia).
•
1938: CH. Callahuanca (3 x 12.2 MW) .
•
1951: CH. Moyopampa (primer grupo, 21 MW).
•
1957: CH. Huinco (inicio de construcción y tunel trasandino, inaugurada en 1965).
•
1960: CH. Huampani (2 x 15 MW).
Montaje de un segmento de la tubería a presión de Huinco (1965) – Publicación “Tejedores de Luz” –REP
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Empresas Eléctricas en otras zonas del Perú: •
Empresas Eléctricas en otras zonas del Perú:
1898, Arequipa: “Empresa de Luz
•
Eléctrica de Arequipa”, en 1905 se
pequeños sistemas aislados en los departamentos de Tumbes, Piura, Lambayeque,
transforma en la Sociedad Eléctrica
La Libertad, Ancash, Cajamarca, Amazonas y San Martín.
de Arequipa “SEAL”, se
•
construyeron las Centrales Charcani
1943: Corporación Peruana del Santa, que a partir de la década de 1950 iniciaría la electrificación de los departamentos de Ancash (Chimbote y Huaraz) y La Libertad
I, II, III y IV, aprovechando las aguas
(Trujillo).
del Río Chili.
• Central Hidroeléctrica Charcani (1902) – Publicación “Tejedores de Luz” –REP
•
En la zona norte , la generación se basó en pequeñas centrales a Diesel, formandose
1958, Ancash: CH. Cañón del Pato, impulsada por el proyecto siderurgico de Chimbote, entrando la línea de transmisión en 138 kV Huallanca – Chimbote, la cual fue recableada utilizando por primera vez un helicóptero para el tendido de líneas en
1923, Pasco: “Cerro de Pasco Cooper Corporation”, empresa de capitales extranjeros,
1963, siendo expandida el siguiente año hasta Trujillo, tramo Chimbote – Trujillo.
desarrollo centrales para la actividad minera, formó una división dedicada a generación eléctrica, con la construcción de las CHs. Oroya, Pachachaca, Malpaso y Yaupi sumando •
1956 una potencia total de 65 MW. •
1961: Corporación de Energía Eléctrica del Mantaro (CORMAN) empresa pública para desarrollar y explotar el potencial hidroeléctrico del río Mantaro
1924, Cusco: CH. Hercca de 400 kW creada por Tejidos Marangani, abastecia a la ciudad de Sicuani, luego en 1963 la CH. Machupicchu inicialmente con 40 MW.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Inicios del sistema interconectado: 1970: 1930 MW a nivel nacional, con 8 sistemas eléctricos.
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Inicios del sistema interconectado: •
El ingreso en servicio del gran proyecto Mantaro, que fue concebido y financiado como un solo paquete en su primera etapa (central y anillo de interconexión) debido a que su demanda no sería regional sino nacional y, por lo tanto, entregaría su oferta energética a la capital y a otras ciudades y centros industriales, significó el inicio del desarrollo de un gran sistema nacional.
•
1973: se concluye la Central Santiago Antúnez de Mayolo (SAM) cuya primera etapa entro en operación en dicho año y su segunda etapa entro en operación en el año 1979 con un total de 798 MW de potencia instalada.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Estatización de la industria eléctrica:
Reforma del Sector Eléctrico: •
•
importante deterioro como consecuencia de la escasa inversión en infraestructura,
Eléctricas Asociadas se constituyeron en ELECTROLIMA; asimismo, se creó la
las tarifas no cubrían los costos de producción, se limitaba también las inversiones
Empresa de Electricidad del Perú (ELECTROPERU), la cual se encargaría de la
en mantenimiento y había una sistemática destrucción de la infraestructura por parte
gestión empresarial. De esta manera, ELECTROPERU llegó a ser propietario de las diferentes activos de generación, transmisión y distribución, encargándose de la • •
En el inicio de la década del 90, la actividad eléctrica en el Perú mostraba un
1972: Gobierno de las Fuerzas Armadas, estatizó la industria eléctrica, las Empresas
del terrorismo. •
1992: Ley N° 25844 Ley de Concesiones Eléctricas, implicaba la reestructuración del
provisión del servicio y la planificación de las inversiones.
sector eléctrico nacional y la creación de un marco regulatorio moderno que cubriera
En las décadas del 70 y del 80 el sector energético en el Perú fue el principal
las diferentes actividades del sector; establecía un sistema tarifario, contemplaba la
impulsor de la inversión pública.
concesión al sector privado, la operación de los servicios y la supervisión de estos
En los 80, se puso en evidencia que ELECTROPERU atravesaba por una grave crisis
operadores privados.
financiera y económica, ya que las tarifas que regían en la mayoría de localidades del país, con algunas excepciones, se habían mantenido congeladas durante 10 años.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Reforma del Sector Eléctrico:
Reforma del Sector Eléctrico:
Los principales elementos de la Ley de Concesiones Eléctricas incluyen:
Las empresas verticalmente integradas se dividieron en empresas de generación, transmisión y distribución.
-
Eliminación del monopolio estatal en el sector eléctrico.
•
Generación:
-
La separación de las actividades de generación, transmisión y distribución de
•
Transmisión: monopolio regulado, se reconocen costos de inversión, sin participar
electricidad. Este patrón de reforma estaba integrada por las empresas estatales como Electrolima y Electroperú. -
empresas compiten en mercado de electricidad.
del mercado de energía. •
Distribución: monopolio natural que atiende a clientes tanto libres como regulados,
Se constituye un operador de sistema y de mercado, el cual es
y cobra el consumo de la energía a una tarifa regulada, sin embargo en ella se
actualmente el Comité Operación Económica del Sistema (COES).
reconocen los costos de la distribución mediante el VAD (valor agregado de
Restringe que la misma empresa brindará simultáneamente la generación,
distribución), de una empresa de distribución eficiente.
transmisión y distribución de energía, excepto en los casos específicos identificados en la Ley. -
Promueve la competencia en la generación eléctrica a través de una estructura tarifaria basada en costos marginales.
-
Regulación de las tarifas en transmisión y distribución, y
-
Promueve la eficiencia de las empresas favoreciendo aquellas con los costos variables bajos.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Reforma del Sector Eléctrico:
Reforma del Sector Eléctrico:
Asimismo, los actuales participantes según sus competencias son mostrados en el
•
20062: Ley N° 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se modificó una serie de dispositivos establecidos en la anterior Ley de
siguiente diagrama.
Concesiones Eléctricas. En el caso de la transmisión eléctrica, la norma anterior había dejado muchos cabos sueltos y no tocaba de manera específica esta actividad, lo que provocó que el crecimiento del sector eléctrico observado en la década de 1990 y comienzos de la siguiente, cojeara sobremanera en cuanto a la promoción de la actividad transmisora. Dicha situación no permitió que se planificara ordenadamente las inversiones en este sector, lo que trajo como consecuencia problemas de congestión del sistema, cuellos de botella y poca expansión de las líneas. Las empresas distribuidoras que no puedan cubrir toda su demanda mediante negociaciones bilaterales con las generadoras, podrán licitar la demanda no cubierta. Se sientan las bases para la reestructuración del COES, cuyo directorio será conformado por representantes tanto de generadores como transmisores, así como por los representantes de las distribuidoras y grandes clientes libres. Se da un nuevo esquema a la regulación de la transmisión. Los grandes s libres podrán participar en el mercado spot de corto plazo.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Contexto actual
Contexto actual 25 empresas de generación cuyas unidades se encuentran en operación comercial. 67 centrales de generación despachadas por el coordinador de la operación del sistema interconectado. 181 unidades de generación en operación comercial. Ejecución de la operación a través del despacho centralizado, coordinado por el Comité de Operación Económica del Sistema – COES.
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN DICIEMBRE 2011 Térmico 52%
Hidráulico 48%
Generación
MW
Hidráulico Térmico
3109 3306
Total
6415
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE DICIEMBRE 2011
Fuente
Biomasa 0.1%
MW
Biomasa
3
Bagaso de caña
20
Carbón
141
Gas Natural (norte - selva)
Hidro 48.5%
306
Combustibles líquidos
Bagaso de caña Carbón 0.3% 2.2% Gas Natural (norte - selva) 4.8% Combustibles líquidos 9.4%
605
Gas Natural de Camisea Hidro Total
2231 3109 6416
EEPSA 2.1% TERMOSELVA 2.7%
1.0%
SOC.MIN.CORONA 0.3% AIPSA 0.3% SANTA CRUZ 0.2%
SDF ENERGÍA 0.5%
SINERSA GEPSA 0.2% 0.1% EDEGEL MAJA ENERGÍA 0.0%
CHINANGO 3.0% CELEPSA 3.4%
Gas Natural de Camisea 34.8%
EDEGEL 22.9%
SN POWER 4.2%
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE TECNOLOGÍA TÉRMICA
Tecnología
Motor a gas Diesel 1% 5%
Turbo Vapor 11%
Turbo gas 68%
POTENCIA EFECTIVA POR EMPRESAS EGESUR SAN GABAN EGEMSA 1.4% SHOUGESA 0.9% 1.9%
Ciclo Combinado 15%
MW
Motor a gas Diesel Turbo Vapor Ciclo Combinado Turbo gas
23 156 368 508 2251 3306
Total
EGASA 5.0%
ENERSUR 15.8%
KALLPA 8.8% EGENOR 10.1%
ELECTROPERU 15.3%
EMPRESA
ENERSUR ELECTROPERU EGENOR KALLPA GENERACION S.A. EGASA SN POWER CELEPSA CHINANGO TERMOSELVA EEPSA SAN GABAN EGEMSA SHOUGESA EGESUR SDF ENERGÍA AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA SOC.MIN.CORONA SANTA CRUZ SINERSA GEPSA AGUAS Y ENERGIA PERU MAJA ENERGÍA PETRAMAS S.A.C. ELECTRICA SANTA ROSA
Total
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú GWh
Evolución de la Producción y Máxima Demanda del SEIN
4000
4764 4961 45784714
3500 3000 2500
4199 4180 3589
3966
4452 4088 4350
4384
4586
4744
2000 1500 1000 0
ene-07 mar-07 may-07 jul-07 sep-07 nov-07 ene-08 mar-08 may-08 jul-08 sep-08 nov-08 ene-09 mar-09 may-09 jul-09 sep-09 nov-09 ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12
500
Produc c ión
Máxima Demanda
MW 5175 4800 4425 4050 3675 3300 2925 2550 2175 1800
Al 04 de enero
MW 1474 1011 964 635 578 317 271 217 194 175 131 121 89 63 58 29 20 20 14 10 10 6 3 3 2 6416
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CONTENIDO
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Contexto actual
COES: Comité de Operación Económica del Sistema Integrantes obligatorios:
El COES es un organismo privado de carácter técnico, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público, que está formado por los Integrantes (empresas de generación, transmisión, distribución y s libres), del Sistema Interconectado Eléctrico Nacional, conforme establece el artículo 12° de la Ley
Generadores cuya potencia instalada sea mayor o igual a 50 MW . Los Transmisores que operen sistemas de transmisión que pertenezcan al Sistema Garantizado de Transmisión o al Sistema Principal de Transmisión, con un nivel de tensión no menor de 138 kV y cuya longitud total de líneas de transmisión no sea menor de 50 kilómetros. Los Distribuidores cuya máxima demanda coincidente anual de sus sistemas de distribución interconectados al SEIN, sea mayor o igual a 50 MW. Los s Libres cuya máxima demanda contratada en el SEIN sea mayor o igual a 10 MW.
No. 28832. Su finalidad es la coordinación de la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, la planificación del desarrollo de la transmisión del SEIN y la istración del Mercado de Corto Plazo.
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Órganos de Gobierno del COES:
Participación:
1.
Los Agentes que sean Integrantes Registrados de acuerdo con su condición, para efectos de la votación en la Asamblea, se agrupan en uno de los siguientes cuatro (4) Subcomités: El subcomité de Generación, El subcomité de Transmisión, El subcomité de Distribución y El Subcomité de s Libres. Cada Subcomité elegirá anualmente a un representante titular y uno suplente, mediante el voto conforme de la mitad más uno de los Integrantes de cada Subcomité. Los representantes de los Subcomités ejercerán la representación de éstos ante la Asamblea únicamente en los aspectos operativos y sobre aquellos para los cuales cuenten con la aprobación previa de su respectivo Subcomité.
2.
3.
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema
La Asamblea: Conforman la Asamblea del COES los Integrantes, los mismos que se agrupan en cuatro (04) Subcomités. El Directorio: El Directorio está compuesto por cinco (05) , de los cuales 04 son los representantes de cada Subcomité, y el Presidente del Directorio es elegido por la Asamblea. El período del Directorio es de cinco (5) años. La Dirección Ejecutiva, formada por la Dirección de Operaciones y por la Dirección de Planificación de Transmisión: La Dirección Ejecutiva es el principal órgano de gerencia y istración, siendo el Director Ejecutivo el que representa al COES ante todo tipo de autoridades y es el responsable por su buena marcha operativa y istrativa.
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Funciones y Competencias de Interés Público: a) b)
c)
d) e)
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Elaborar la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio; Elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y istración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por OSINERGMIN; Asegurar el oportuno y adecuado de los interesados a la información sobre la operación del SEIN, la planificación del sistema de transmisión y la istración del Mercado de Corto Plazo; Asegurar condiciones de competencia en el Mercado de Corto Plazo; y, Procurar las mejoras tecnológicas que aseguren el eficiente cumplimiento de sus funciones. Asimismo, los Subcomités de Generadores y Transmisores son responsables de presentar a OSINERGMIN los estudios técnicoseconómicos de la propuesta de los precios en barra.
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema
CONTENIDO
Funciones y Competencias istrativas: a) b) c) d) d) e) i)
Desarrollar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo, así como disponer y supervisar su ejecución; Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generación y transmisión; Coordinar la operación en tiempo real del SEIN; istrar el Mercado de Corto Plazo; Coordinar la operación de los enlaces internacionales y istrar las TIE (transferencias internacionales de energía; Calcular los costos marginales de corto plazo del sistema eléctrico; Asignar responsabilidades en caso de trasgresiones a la NTCSE así como calcular las compensaciones que correspondan;
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
El COES es la máxima autoridad operativa del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Coordina la operación en tiempo real con los generadores, transmisores y distribuidores, para mantener las condiciones de voltaje, frecuencia y confiabilidad, dentro de los niveles que establecidos en los Procedimientos Técnicos de despacho y operación, tanto en condiciones normales, como de alerta, emergencia y recuperación que se produjeren.
PROGRAMACION
Funciones como coordinador del sistema: Elaboración del Programa de Operación del Sistema (Despacho y Mantenimiento) para el largo, Mediano y Corto Plazo. Controlar el cumplimiento de los programas de operación y ordenar a los integrantes acatar las medidas correctivas dispuestas. Coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones y ordenar a los integrantes acatar las medidas correctivas necesarias
EVALUACION
OPERACION
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
PROGRAMACION Programa de Despacho y Mantenimientos, con criterios de economía, calidad y seguridad.
EVALUACION
OPERACION
Evaluación del despacho y mantenimiento ejecutado, analizando los eventos que se presenten.
Ejecución del Programa de Operación, acciones correctivas consideran la seguridad del suministro.
OSINERGMIN
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
CALIDAD
ECONOMÍA
Perfiles aceptables de Tensión y Frecuencia de la energía suministrada.
Minimizar los Costos de operación.
SEGURIDAD El sistema es resistente a disturbios imprevistos.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Busca optimizar la utilización de los recursos energéticos disponibles para atender la demanda de electricidad al mínimo costo, cumpliendo con requerimientos de seguridad y calidad. Esto supone la aplicación de modelos matemáticos y herramientas computacionales avanzadas.
Planeamiento del Sistema
Operación del Sistema
Confiabilidad del Suministro
Considera distintos horizontes temporales: Mediano Plazo, para períodos anuales y mensuales; y Corto Plazo para períodos semanales y diarios, así como la reprogramación en tiempo real. Esto supone la coordinación y aprobación de programas de mantenimiento. Requiere proyección de la demanda y del aporte de centrales hidroeléctricas de pasada. (carácter aleatorio).
Colección de Datos
Monitoreo del Sistema
Interrelación del Planeamiento, la Operación, el Monitoreo y Colección de Datos en el Sistema, en la Confiabilidad (Visto por los s).
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico La planificación óptima de la operación es un problema complejo dado: la gran cantidad de variables - dimensiones, las restricciones técnicas (operativas, seguridad, calidad, etc.), la conformación del sistema e incertidumbres. El grado de complejidad del problema a resolver depende en gran medida de las características y conformación del parque de generación. Sistemas termoeléctricos puros, hidroeléctricos puros e hidrotérmicos, siendo estos últimos los más comunes. A esta clasificación básica se le debe agregar la consideración de la red de transmisión que hace aún más complejo el problema. En muchos problemas de operación óptima económica no puede ser resuelto en un solo paso por dos razones: a) Desde el punto de vista matemático, y para obtener la solución en un solo paso se necesitaría de un modelo que no es posible resolver computacionalmente con los computadores normales. b) Desde el punto de vista del horizonte de estudio, es necesario contar con resultados en relación con distintas necesidades y horizontes de tiempo, ya que a medida que se ejecuta la operación, las variables utilizadas en el corto plazo van reduciendo su incertidumbre, y las de largo plazo pueden sufrir cambios sustanciales a causa por ejemplo de eventos no previstos, o fuera de las mejores estimaciones realizadas.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Horizontes: De muy largo plazo (dos o más años): Planificación del crecimiento del sistema de generación y transporte, precios de energía y diseño de tarifas. De largo plazo (un año): Estrategia de movimiento de agua en los embalses, mantenimiento preventivo mayor del parque de generación, establecer parámetros de referencia para el mediano y corto plazo, etc. De mediano plazo (entre un mes y un año): Definición de parámetros de operación (cota de embalses, valor del agua). De corto plazo (semanal - diario): Definir el predespacho y el despacho de las unidades de generación, sujetas a restricciones técnicas, seguridad y otros usos del agua, con resolución media horaria. Se optimiza enforma conjunta el despacho semanal y el diario considerando la semana como horizonte. De muy corto plazo horario y de minutos: Definir el despacho de activo y de reactivo, considerando predefinido el despacho de activo de las unidades hidroeléctricas, incluyen reprogramas de la operación debido a causas no previstas como salidas de unidades, incremento de demanda, variación importante de la hidrología prevista, etc. On line (de segundos): Control Automático de Generación para el seguimiento de la demanda, acciones para la superación de eventos que afecten la seguridad del sistema, etc.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Largo plazo: Política La evaluación en un horizonte de largo plazo, es un instrumento de la política energética que permite construir una trayectoria coherente del Sistema Energético desde la situación actual hacia un estado futuro deseado.
Programa de Operación de Mediano Plazo (Anual)
Programa de Operación de Corto Plazo (Semanal)
Programación de centrales hidráulicas. Políticas de manejo de reservorios de regulación diaria y/u horaria. Programación de centrales Térmicas.
Programa de Operación de Corto Plazo (Diaria)
Actualización del Programa Semanal para cada día. Mayor aproximación en la Proyección de Demanda
Operación de Tiempo Real y Reprogramas
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Programa de obras de nuevas centrales. Políticas de manejo de embalses de regulación anual. Mantenimiento mayor de las centrales. Programación de centrales por energía. Mantenimiento de redes de transmisión.
Actualización del programa ante variaciones de demanda, de los caudales y/o indisponibilidades imprevistas. Balance de Generación – Demanda.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Coordinación entre los horizontes de largo y corto plazo: Valor del Agua
Coordinación entre los horizontes de largo y corto plazo: El largo plazo define en el caso de sistemas hidrotérmicos, asociados a embalses anuales o multianuales que pueden regularse, la operación óptima, estableciendo una política de desembalse apropiada para minimizar los costos de operación; en ese sentido, establece 2
Valor Económico del Agua de los embalses con capacidad de regulación superior al paso en que se divide el periodo de optimización, permite utilizar dicho Valor de Agua realizar una optimización conjunta con el parque térmico, como si las centrales hidroeléctricas fuesen térmicas. Costo
parámetros que sirven como medio de coordinación entre el largo y corto plazo:
Costo total Costo futuro de operación
Cantidad de agua a disposición: Es un parámetro tradicional, que indica el volumen de agua a desembalsar del embalse o embalses regulables de horizonte anual, en etapas mensuales, y/o semanales para el mes de estudio; es decir, la cantidad apropiada de agua a utilizar en la programación de corto plazo (para la semana o el mes). Valor del agua: Es un parámetro que da la señal económica de las implicancias económicas futuras esperadas en los costos de operación, considerando una decisión óptima del desembalse actual. Al tener un embalse de regulación la capacidad de regular su volumen, este volumen representa una energía asociada, la cual puede ser trasladada de un periodo a otro, con lo que tiene un costo de oportunidad al desplazar la sustituir energía de origen térmico.
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Valor del Agua Costo presente de operación Descarga Curva de costos futuro y presente asociados a la operación de centrales hidráulicas controlables.
ΣΣ[(CT(Pg i, k).Pgi + CVA(l,k).ΔV(l,k) + CD(k)])⇒Mínimo CT(Pgi) CVA(l, k) CD(k) ΔV(l,k)
: Costo operación de la unidad térmica i para la potencia Pgi en el periodo k. : Costo Valor del Agua en el embalse l para la decisión ΔV(l,k). : Costo de déficit en el periodo k. : Volumen desembalsado del embalse l en el periodo k.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Efecto de la incertidumbre del recurso hidráulico Tipo de Año
Resultado
Decisión Húmedo
Ok
Seco
Déficit
Húmedo
Vertimiento
Seco
Ok
Erogación intensiva
Reservorio
Erogación moderada
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I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES
Despacho Económico en Sistemas Interconectados
IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
José Fonseca Palacios Unidad de Generación del SEIN Gerencia de Fiscalización Eléctrica
Enero 2013
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INTRODUCCION El ser humano en su desarrollo ha encontrado el camino para aprovechar la energía, y cada vez más, el uso y manejo significativo de la energía resultaron en los más grandes cambios de la historia; es por ello que, el establecer un uso adecuado de la misma asegura el desarrollo sostenible de una Nación.
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú En los inicios la industria fue en su mayoría desarrollada por privados sobre todo en Lima:
I. Introducción
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II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
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III. El COES
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IV. Programación de la Operación del Sistema
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1898: “Compañía Ferrocarril Urbano de Lima”.
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1901: “Compañía Eléctrica del Callao”.
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1902: Planta Térmica de Limatambo para el
Fábricas se abastecen con su propia generación en Lima (reactivación de industria nacional luego de la Guerra del Pacífico 1879 - 1883) 1884: “Peruvian Electric Construction and Supply Company” (alumbrado eléctrico de la ciudad de Lima por 20 años, inicio 1886) 1900: “Empresa Eléctrica Santa Rosa” (central a vapor Santa Rosa de 450 kW)
V. Despacho Económico
Tranvía Eléctrico a Chorrillos. •
1906: Formación de “Empresas Eléctricas Asociadas”. Central Térmica Santa Rosa (1899) – Publicación “Tejedores de Luz” –REP
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Empresas Eléctrica Asociadas (Lima): •
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Empresas Eléctrica Asociadas (Lima):
1922: Gran expansión, EE.EE.AA. empresa privada de capitales extranjeros: Estrecha colaboración con la Motor Columbus S.A., Baden, la Brown Boveri Company, Baden Suiza y a partir de 1926 con la Compañía Sudamericana de Electricidad - Sudelectra - en Zurich (aporte suizo).
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1927: Central Térmica de Santa Rosa fue ampliada con dos turbo grupos a vapor, cada uno de 5000 kW.
•
1933: Se acepta el proyecto del Ing. Pablo Boner (centrales en la cuenca Rímac – Santa Eulalia).
•
1938: CH. Callahuanca (3 x 12.2 MW) .
•
1951: CH. Moyopampa (primer grupo, 21 MW).
•
1957: CH. Huinco (inicio de construcción y tunel trasandino, inaugurada en 1965).
•
1960: CH. Huampani (2 x 15 MW).
Montaje de un segmento de la tubería a presión de Huinco (1965) – Publicación “Tejedores de Luz” –REP
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Empresas Eléctricas en otras zonas del Perú: •
Empresas Eléctricas en otras zonas del Perú:
1898, Arequipa: “Empresa de Luz
•
Eléctrica de Arequipa”, en 1905 se
pequeños sistemas aislados en los departamentos de Tumbes, Piura, Lambayeque,
transforma en la Sociedad Eléctrica
La Libertad, Ancash, Cajamarca, Amazonas y San Martín.
de Arequipa “SEAL”, se
•
construyeron las Centrales Charcani
1943: Corporación Peruana del Santa, que a partir de la década de 1950 iniciaría la electrificación de los departamentos de Ancash (Chimbote y Huaraz) y La Libertad
I, II, III y IV, aprovechando las aguas
(Trujillo).
del Río Chili.
• Central Hidroeléctrica Charcani (1902) – Publicación “Tejedores de Luz” –REP
•
En la zona norte , la generación se basó en pequeñas centrales a Diesel, formandose
1958, Ancash: CH. Cañón del Pato, impulsada por el proyecto siderurgico de Chimbote, entrando la línea de transmisión en 138 kV Huallanca – Chimbote, la cual fue recableada utilizando por primera vez un helicóptero para el tendido de líneas en
1923, Pasco: “Cerro de Pasco Cooper Corporation”, empresa de capitales extranjeros,
1963, siendo expandida el siguiente año hasta Trujillo, tramo Chimbote – Trujillo.
desarrollo centrales para la actividad minera, formó una división dedicada a generación eléctrica, con la construcción de las CHs. Oroya, Pachachaca, Malpaso y Yaupi sumando •
1956 una potencia total de 65 MW. •
1961: Corporación de Energía Eléctrica del Mantaro (CORMAN) empresa pública para desarrollar y explotar el potencial hidroeléctrico del río Mantaro
1924, Cusco: CH. Hercca de 400 kW creada por Tejidos Marangani, abastecia a la ciudad de Sicuani, luego en 1963 la CH. Machupicchu inicialmente con 40 MW.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Inicios del sistema interconectado: 1970: 1930 MW a nivel nacional, con 8 sistemas eléctricos.
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Inicios del sistema interconectado: •
El ingreso en servicio del gran proyecto Mantaro, que fue concebido y financiado como un solo paquete en su primera etapa (central y anillo de interconexión) debido a que su demanda no sería regional sino nacional y, por lo tanto, entregaría su oferta energética a la capital y a otras ciudades y centros industriales, significó el inicio del desarrollo de un gran sistema nacional.
•
1973: se concluye la Central Santiago Antúnez de Mayolo (SAM) cuya primera etapa entro en operación en dicho año y su segunda etapa entro en operación en el año 1979 con un total de 798 MW de potencia instalada.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Estatización de la industria eléctrica:
Reforma del Sector Eléctrico: •
•
importante deterioro como consecuencia de la escasa inversión en infraestructura,
Eléctricas Asociadas se constituyeron en ELECTROLIMA; asimismo, se creó la
las tarifas no cubrían los costos de producción, se limitaba también las inversiones
Empresa de Electricidad del Perú (ELECTROPERU), la cual se encargaría de la
en mantenimiento y había una sistemática destrucción de la infraestructura por parte
gestión empresarial. De esta manera, ELECTROPERU llegó a ser propietario de las diferentes activos de generación, transmisión y distribución, encargándose de la • •
En el inicio de la década del 90, la actividad eléctrica en el Perú mostraba un
1972: Gobierno de las Fuerzas Armadas, estatizó la industria eléctrica, las Empresas
del terrorismo. •
1992: Ley N° 25844 Ley de Concesiones Eléctricas, implicaba la reestructuración del
provisión del servicio y la planificación de las inversiones.
sector eléctrico nacional y la creación de un marco regulatorio moderno que cubriera
En las décadas del 70 y del 80 el sector energético en el Perú fue el principal
las diferentes actividades del sector; establecía un sistema tarifario, contemplaba la
impulsor de la inversión pública.
concesión al sector privado, la operación de los servicios y la supervisión de estos
En los 80, se puso en evidencia que ELECTROPERU atravesaba por una grave crisis
operadores privados.
financiera y económica, ya que las tarifas que regían en la mayoría de localidades del país, con algunas excepciones, se habían mantenido congeladas durante 10 años.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Reforma del Sector Eléctrico:
Reforma del Sector Eléctrico:
Los principales elementos de la Ley de Concesiones Eléctricas incluyen:
Las empresas verticalmente integradas se dividieron en empresas de generación, transmisión y distribución.
-
Eliminación del monopolio estatal en el sector eléctrico.
•
Generación:
-
La separación de las actividades de generación, transmisión y distribución de
•
Transmisión: monopolio regulado, se reconocen costos de inversión, sin participar
electricidad. Este patrón de reforma estaba integrada por las empresas estatales como Electrolima y Electroperú. -
empresas compiten en mercado de electricidad.
del mercado de energía. •
Distribución: monopolio natural que atiende a clientes tanto libres como regulados,
Se constituye un operador de sistema y de mercado, el cual es
y cobra el consumo de la energía a una tarifa regulada, sin embargo en ella se
actualmente el Comité Operación Económica del Sistema (COES).
reconocen los costos de la distribución mediante el VAD (valor agregado de
Restringe que la misma empresa brindará simultáneamente la generación,
distribución), de una empresa de distribución eficiente.
transmisión y distribución de energía, excepto en los casos específicos identificados en la Ley. -
Promueve la competencia en la generación eléctrica a través de una estructura tarifaria basada en costos marginales.
-
Regulación de las tarifas en transmisión y distribución, y
-
Promueve la eficiencia de las empresas favoreciendo aquellas con los costos variables bajos.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Reforma del Sector Eléctrico:
Reforma del Sector Eléctrico:
Asimismo, los actuales participantes según sus competencias son mostrados en el
•
20062: Ley N° 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se modificó una serie de dispositivos establecidos en la anterior Ley de
siguiente diagrama.
Concesiones Eléctricas. En el caso de la transmisión eléctrica, la norma anterior había dejado muchos cabos sueltos y no tocaba de manera específica esta actividad, lo que provocó que el crecimiento del sector eléctrico observado en la década de 1990 y comienzos de la siguiente, cojeara sobremanera en cuanto a la promoción de la actividad transmisora. Dicha situación no permitió que se planificara ordenadamente las inversiones en este sector, lo que trajo como consecuencia problemas de congestión del sistema, cuellos de botella y poca expansión de las líneas. Las empresas distribuidoras que no puedan cubrir toda su demanda mediante negociaciones bilaterales con las generadoras, podrán licitar la demanda no cubierta. Se sientan las bases para la reestructuración del COES, cuyo directorio será conformado por representantes tanto de generadores como transmisores, así como por los representantes de las distribuidoras y grandes clientes libres. Se da un nuevo esquema a la regulación de la transmisión. Los grandes s libres podrán participar en el mercado spot de corto plazo.
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú Contexto actual
Contexto actual 25 empresas de generación cuyas unidades se encuentran en operación comercial. 67 centrales de generación despachadas por el coordinador de la operación del sistema interconectado. 181 unidades de generación en operación comercial. Ejecución de la operación a través del despacho centralizado, coordinado por el Comité de Operación Económica del Sistema – COES.
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN DICIEMBRE 2011 Térmico 52%
Hidráulico 48%
Generación
MW
Hidráulico Térmico
3109 3306
Total
6415
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE DICIEMBRE 2011
Fuente
Biomasa 0.1%
MW
Biomasa
3
Bagaso de caña
20
Carbón
141
Gas Natural (norte - selva)
Hidro 48.5%
306
Combustibles líquidos
Bagaso de caña Carbón 0.3% 2.2% Gas Natural (norte - selva) 4.8% Combustibles líquidos 9.4%
605
Gas Natural de Camisea Hidro Total
2231 3109 6416
EEPSA 2.1% TERMOSELVA 2.7%
1.0%
SOC.MIN.CORONA 0.3% AIPSA 0.3% SANTA CRUZ 0.2%
SDF ENERGÍA 0.5%
SINERSA GEPSA 0.2% 0.1% EDEGEL MAJA ENERGÍA 0.0%
CHINANGO 3.0% CELEPSA 3.4%
Gas Natural de Camisea 34.8%
EDEGEL 22.9%
SN POWER 4.2%
POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE TECNOLOGÍA TÉRMICA
Tecnología
Motor a gas Diesel 1% 5%
Turbo Vapor 11%
Turbo gas 68%
POTENCIA EFECTIVA POR EMPRESAS EGESUR SAN GABAN EGEMSA 1.4% SHOUGESA 0.9% 1.9%
Ciclo Combinado 15%
MW
Motor a gas Diesel Turbo Vapor Ciclo Combinado Turbo gas
23 156 368 508 2251 3306
Total
EGASA 5.0%
ENERSUR 15.8%
KALLPA 8.8% EGENOR 10.1%
ELECTROPERU 15.3%
EMPRESA
ENERSUR ELECTROPERU EGENOR KALLPA GENERACION S.A. EGASA SN POWER CELEPSA CHINANGO TERMOSELVA EEPSA SAN GABAN EGEMSA SHOUGESA EGESUR SDF ENERGÍA AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA SOC.MIN.CORONA SANTA CRUZ SINERSA GEPSA AGUAS Y ENERGIA PERU MAJA ENERGÍA PETRAMAS S.A.C. ELECTRICA SANTA ROSA
Total
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Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú GWh
Evolución de la Producción y Máxima Demanda del SEIN
4000
4764 4961 45784714
3500 3000 2500
4199 4180 3589
3966
4452 4088 4350
4384
4586
4744
2000 1500 1000 0
ene-07 mar-07 may-07 jul-07 sep-07 nov-07 ene-08 mar-08 may-08 jul-08 sep-08 nov-08 ene-09 mar-09 may-09 jul-09 sep-09 nov-09 ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12
500
Produc c ión
Máxima Demanda
MW 5175 4800 4425 4050 3675 3300 2925 2550 2175 1800
Al 04 de enero
MW 1474 1011 964 635 578 317 271 217 194 175 131 121 89 63 58 29 20 20 14 10 10 6 3 3 2 6416
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CONTENIDO
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Contexto actual
COES: Comité de Operación Económica del Sistema Integrantes obligatorios:
El COES es un organismo privado de carácter técnico, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público, que está formado por los Integrantes (empresas de generación, transmisión, distribución y s libres), del Sistema Interconectado Eléctrico Nacional, conforme establece el artículo 12° de la Ley
Generadores cuya potencia instalada sea mayor o igual a 50 MW . Los Transmisores que operen sistemas de transmisión que pertenezcan al Sistema Garantizado de Transmisión o al Sistema Principal de Transmisión, con un nivel de tensión no menor de 138 kV y cuya longitud total de líneas de transmisión no sea menor de 50 kilómetros. Los Distribuidores cuya máxima demanda coincidente anual de sus sistemas de distribución interconectados al SEIN, sea mayor o igual a 50 MW. Los s Libres cuya máxima demanda contratada en el SEIN sea mayor o igual a 10 MW.
No. 28832. Su finalidad es la coordinación de la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, la planificación del desarrollo de la transmisión del SEIN y la istración del Mercado de Corto Plazo.
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COES: Comité de Operación Económica del Sistema
OSINERGMIN
COES: Comité de Operación Económica del Sistema Órganos de Gobierno del COES:
Participación:
1.
Los Agentes que sean Integrantes Registrados de acuerdo con su condición, para efectos de la votación en la Asamblea, se agrupan en uno de los siguientes cuatro (4) Subcomités: El subcomité de Generación, El subcomité de Transmisión, El subcomité de Distribución y El Subcomité de s Libres. Cada Subcomité elegirá anualmente a un representante titular y uno suplente, mediante el voto conforme de la mitad más uno de los Integrantes de cada Subcomité. Los representantes de los Subcomités ejercerán la representación de éstos ante la Asamblea únicamente en los aspectos operativos y sobre aquellos para los cuales cuenten con la aprobación previa de su respectivo Subcomité.
2.
3.
OSINERGMIN
COES: Comité de Operación Económica del Sistema
La Asamblea: Conforman la Asamblea del COES los Integrantes, los mismos que se agrupan en cuatro (04) Subcomités. El Directorio: El Directorio está compuesto por cinco (05) , de los cuales 04 son los representantes de cada Subcomité, y el Presidente del Directorio es elegido por la Asamblea. El período del Directorio es de cinco (5) años. La Dirección Ejecutiva, formada por la Dirección de Operaciones y por la Dirección de Planificación de Transmisión: La Dirección Ejecutiva es el principal órgano de gerencia y istración, siendo el Director Ejecutivo el que representa al COES ante todo tipo de autoridades y es el responsable por su buena marcha operativa y istrativa.
OSINERGMIN
COES: Comité de Operación Económica del Sistema Funciones y Competencias de Interés Público: a) b)
c)
d) e)
OSINERGMIN
Elaborar la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio; Elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y istración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por OSINERGMIN; Asegurar el oportuno y adecuado de los interesados a la información sobre la operación del SEIN, la planificación del sistema de transmisión y la istración del Mercado de Corto Plazo; Asegurar condiciones de competencia en el Mercado de Corto Plazo; y, Procurar las mejoras tecnológicas que aseguren el eficiente cumplimiento de sus funciones. Asimismo, los Subcomités de Generadores y Transmisores son responsables de presentar a OSINERGMIN los estudios técnicoseconómicos de la propuesta de los precios en barra.
OSINERGMIN
5
COES: Comité de Operación Económica del Sistema
CONTENIDO
Funciones y Competencias istrativas: a) b) c) d) d) e) i)
Desarrollar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo, así como disponer y supervisar su ejecución; Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generación y transmisión; Coordinar la operación en tiempo real del SEIN; istrar el Mercado de Corto Plazo; Coordinar la operación de los enlaces internacionales y istrar las TIE (transferencias internacionales de energía; Calcular los costos marginales de corto plazo del sistema eléctrico; Asignar responsabilidades en caso de trasgresiones a la NTCSE así como calcular las compensaciones que correspondan;
I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación de la Operación del Sistema V. Despacho Económico
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
El COES es la máxima autoridad operativa del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Coordina la operación en tiempo real con los generadores, transmisores y distribuidores, para mantener las condiciones de voltaje, frecuencia y confiabilidad, dentro de los niveles que establecidos en los Procedimientos Técnicos de despacho y operación, tanto en condiciones normales, como de alerta, emergencia y recuperación que se produjeren.
PROGRAMACION
Funciones como coordinador del sistema: Elaboración del Programa de Operación del Sistema (Despacho y Mantenimiento) para el largo, Mediano y Corto Plazo. Controlar el cumplimiento de los programas de operación y ordenar a los integrantes acatar las medidas correctivas dispuestas. Coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones y ordenar a los integrantes acatar las medidas correctivas necesarias
EVALUACION
OPERACION
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
PROGRAMACION Programa de Despacho y Mantenimientos, con criterios de economía, calidad y seguridad.
EVALUACION
OPERACION
Evaluación del despacho y mantenimiento ejecutado, analizando los eventos que se presenten.
Ejecución del Programa de Operación, acciones correctivas consideran la seguridad del suministro.
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OSINERGMIN
Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
CALIDAD
ECONOMÍA
Perfiles aceptables de Tensión y Frecuencia de la energía suministrada.
Minimizar los Costos de operación.
SEGURIDAD El sistema es resistente a disturbios imprevistos.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Busca optimizar la utilización de los recursos energéticos disponibles para atender la demanda de electricidad al mínimo costo, cumpliendo con requerimientos de seguridad y calidad. Esto supone la aplicación de modelos matemáticos y herramientas computacionales avanzadas.
Planeamiento del Sistema
Operación del Sistema
Confiabilidad del Suministro
Considera distintos horizontes temporales: Mediano Plazo, para períodos anuales y mensuales; y Corto Plazo para períodos semanales y diarios, así como la reprogramación en tiempo real. Esto supone la coordinación y aprobación de programas de mantenimiento. Requiere proyección de la demanda y del aporte de centrales hidroeléctricas de pasada. (carácter aleatorio).
Colección de Datos
Monitoreo del Sistema
Interrelación del Planeamiento, la Operación, el Monitoreo y Colección de Datos en el Sistema, en la Confiabilidad (Visto por los s).
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico La planificación óptima de la operación es un problema complejo dado: la gran cantidad de variables - dimensiones, las restricciones técnicas (operativas, seguridad, calidad, etc.), la conformación del sistema e incertidumbres. El grado de complejidad del problema a resolver depende en gran medida de las características y conformación del parque de generación. Sistemas termoeléctricos puros, hidroeléctricos puros e hidrotérmicos, siendo estos últimos los más comunes. A esta clasificación básica se le debe agregar la consideración de la red de transmisión que hace aún más complejo el problema. En muchos problemas de operación óptima económica no puede ser resuelto en un solo paso por dos razones: a) Desde el punto de vista matemático, y para obtener la solución en un solo paso se necesitaría de un modelo que no es posible resolver computacionalmente con los computadores normales. b) Desde el punto de vista del horizonte de estudio, es necesario contar con resultados en relación con distintas necesidades y horizontes de tiempo, ya que a medida que se ejecuta la operación, las variables utilizadas en el corto plazo van reduciendo su incertidumbre, y las de largo plazo pueden sufrir cambios sustanciales a causa por ejemplo de eventos no previstos, o fuera de las mejores estimaciones realizadas.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Horizontes: De muy largo plazo (dos o más años): Planificación del crecimiento del sistema de generación y transporte, precios de energía y diseño de tarifas. De largo plazo (un año): Estrategia de movimiento de agua en los embalses, mantenimiento preventivo mayor del parque de generación, establecer parámetros de referencia para el mediano y corto plazo, etc. De mediano plazo (entre un mes y un año): Definición de parámetros de operación (cota de embalses, valor del agua). De corto plazo (semanal - diario): Definir el predespacho y el despacho de las unidades de generación, sujetas a restricciones técnicas, seguridad y otros usos del agua, con resolución media horaria. Se optimiza enforma conjunta el despacho semanal y el diario considerando la semana como horizonte. De muy corto plazo horario y de minutos: Definir el despacho de activo y de reactivo, considerando predefinido el despacho de activo de las unidades hidroeléctricas, incluyen reprogramas de la operación debido a causas no previstas como salidas de unidades, incremento de demanda, variación importante de la hidrología prevista, etc. On line (de segundos): Control Automático de Generación para el seguimiento de la demanda, acciones para la superación de eventos que afecten la seguridad del sistema, etc.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Largo plazo: Política La evaluación en un horizonte de largo plazo, es un instrumento de la política energética que permite construir una trayectoria coherente del Sistema Energético desde la situación actual hacia un estado futuro deseado.
Programa de Operación de Mediano Plazo (Anual)
Programa de Operación de Corto Plazo (Semanal)
Programación de centrales hidráulicas. Políticas de manejo de reservorios de regulación diaria y/u horaria. Programación de centrales Térmicas.
Programa de Operación de Corto Plazo (Diaria)
Actualización del Programa Semanal para cada día. Mayor aproximación en la Proyección de Demanda
Operación de Tiempo Real y Reprogramas
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Programa de obras de nuevas centrales. Políticas de manejo de embalses de regulación anual. Mantenimiento mayor de las centrales. Programación de centrales por energía. Mantenimiento de redes de transmisión.
Actualización del programa ante variaciones de demanda, de los caudales y/o indisponibilidades imprevistas. Balance de Generación – Demanda.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico
Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Coordinación entre los horizontes de largo y corto plazo: Valor del Agua
Coordinación entre los horizontes de largo y corto plazo: El largo plazo define en el caso de sistemas hidrotérmicos, asociados a embalses anuales o multianuales que pueden regularse, la operación óptima, estableciendo una política de desembalse apropiada para minimizar los costos de operación; en ese sentido, establece 2
Valor Económico del Agua de los embalses con capacidad de regulación superior al paso en que se divide el periodo de optimización, permite utilizar dicho Valor de Agua realizar una optimización conjunta con el parque térmico, como si las centrales hidroeléctricas fuesen térmicas. Costo
parámetros que sirven como medio de coordinación entre el largo y corto plazo:
Costo total Costo futuro de operación
Cantidad de agua a disposición: Es un parámetro tradicional, que indica el volumen de agua a desembalsar del embalse o embalses regulables de horizonte anual, en etapas mensuales, y/o semanales para el mes de estudio; es decir, la cantidad apropiada de agua a utilizar en la programación de corto plazo (para la semana o el mes). Valor del agua: Es un parámetro que da la señal económica de las implicancias económicas futuras esperadas en los costos de operación, considerando una decisión óptima del desembalse actual. Al tener un embalse de regulación la capacidad de regular su volumen, este volumen representa una energía asociada, la cual puede ser trasladada de un periodo a otro, con lo que tiene un costo de oportunidad al desplazar la sustituir energía de origen térmico.
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Valor del Agua Costo presente de operación Descarga Curva de costos futuro y presente asociados a la operación de centrales hidráulicas controlables.
ΣΣ[(CT(Pg i, k).Pgi + CVA(l,k).ΔV(l,k) + CD(k)])⇒Mínimo CT(Pgi) CVA(l, k) CD(k) ΔV(l,k)
: Costo operación de la unidad térmica i para la potencia Pgi en el periodo k. : Costo Valor del Agua en el embalse l para la decisión ΔV(l,k). : Costo de déficit en el periodo k. : Volumen desembalsado del embalse l en el periodo k.
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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Efecto de la incertidumbre del recurso hidráulico Tipo de Año
Resultado
Decisión Húmedo
Ok
Seco
Déficit
Húmedo
Vertimiento
Seco
Ok
Erogación intensiva
Reservorio
Erogación moderada
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