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