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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 0052-2007-GART

Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la

Planificación de la Operación del SEIN

Lima, febrero de 2007

OSINERGMIN Informe Nº 0052-2007-GART

Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del SEIN

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 2

2. MARCO CONCEPTUAL DE LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN.................. 4 2.1. IMPORTANCIA DE LA ESTRUCTURA JERÁRQUICA DE LA PROGRAMACIÓN DE LA

OPERACIÓN............................................................................................................4 2.2. VINCULACIÓN ENTRE OPTIMIZACIÓN DE DISTINTA JERARQUÍA....................................6 2.3. SUPERVISIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN..........................................7

3. INDICADORES DE GESTIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE OPERACIÓN............. 10 3.1. DESVIACIONES DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO......................11 3.2. EVALUACIÓN DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO.........................14 3.3. GRADO DE CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN DE CORTO PLAZO

(SEMANAL) ...........................................................................................................18 3.4. CONCLUSIONES....................................................................................................22

ANEXO: “PROCEDIMIENTO PARA SUPERVISAR LA GESTIÓN EN LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SEIN” ................................................... 23



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1. Introducción

La Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento establecen la conformación de un COES-SINAC con el fin de coordinar la operación de las centrales de generación de electricidad al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos (Artículo 92° del Reglamento1); funciones que se deben realizar con independencia de la propiedad de las instalaciones, para lo cual se debe efectuar la programación del despacho económico del SEIN para las etapas de largo, mediano y corto plazo.

En este sentido, en estos últimos años se han evidenciado algunos problemas en la forma en que el COES ha venido realizando la función de programación de la operación del SEIN, en especial para las etapas de largo y de mediano plazo; así como, en la evaluación de la calidad de la información que reciben de las empresas. Debido a ello no se puede concluir en forma absoluta que la operación del SEIN haya correspondido a los criterios de optimización que resultan de minimizar los costos de operación y del uso racional de los recursos energéticos con que cuenta el SEIN.

En el siguiente cuadro se presenta un resumen de las principales observaciones encontradas en el desarrollo de la función de programación de la operación del COES.

1 Artículo 92°.- La operación en tiempo real de las unidades generadoras, de los sistemas de transmisión, de distribución y de los clientes libres de un sistema interconectado, será efectuada directamente por sus titulares, bajo su propia responsabilidad. Para los alcances del presente artículo, en los sistemas interconectados donde exista un COES, dicha operación se hará ciñéndose a los programas establecidos por la Dirección de Operaciones, siendo de cumplimiento obligatorio para todos los integrantes del Sistema. Entiéndase por Integrante del Sistema a las entidades que conforman un COES, a los distribuidores, a los clientes libres y a los generadores no integrantes de un COES.

(…)



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Etapas de la Programación Problema Consecuencia

Largo Plazo

No hay evidencias de disponer de un procedimiento donde se establezcan los criterios, herramientas y metodologías que se deben aplicar en la programación del despacho para el largo plazo.

No se estaría garantizando el uso adecuado de los recursos energéticos, en especial el manejo de los embalses anuales y/o multianuales.

No se estaría tomando las previsiones necesarias para afrontar, de la mejor manera, los años de menor hidrología.

No se brindan las señales necesarias de la evolución del SEIN, para el horizonte de varios años.

Mediano Plazo

No hay evidencia de disponer de un procedimiento donde se establezcan los criterios, herramientas y metodologías que se deben aplicar en la programación.

Las herramientas informáticas que utilizan a la fecha, presentarían limitaciones en la optimización de todos los embalses y la red eléctrica del SEIN

No se estaría realizando un adecuado manejo de todos los embalses estacionales que tiene el SEIN, lo cual influye en la optimización de las centrales hidroeléctricas que dependen de estos embalses.

No se estaría brindando las señales necesarias del comportamiento futuro del sistema de transmisión del SEIN, lo cual es necesario para el planeamiento de transmisión.

Corto Plazo

Las herramientas informáticas que utiliza a la fecha, no podrían garantizan la mejor optimización de la programación en el corto plazo. El uso de muchas de estas herramientas depende de la experiencia que tiene el personal del COES.

No se estaría garantizando una adecuada optimización de la programación de corto plazo, al utilizar hojas de cálculo que no constituyen en sí una herramienta de optimización.

Al no recibir las señales adecuadas de la programación de largo y mediano plazo, se pueden presentar problemas de sub aprovechamiento de los recursos energéticos.

Calidad de información

No hay evidencia de disponer de un procedimiento donde se establezca la calidad y características mínimas que debe tener la información que se utiliza en las diferentes etapas de la programación del despacho económico.

Las empresas, por criterios de especulación y competencia, podrían estar brindando información parcial de sus variables.

Si la información utilizada en las etapas de programación no es la adecuada y confiable, es difícil que la programación sea la más conveniente para el sistema, a pesar que se tenga las mejores herramientas informáticas.



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2. Marco Conceptual de la Programación de la Operación

A diferencia de los sistemas eléctricos que tienen puramente generación con centrales termoeléctricas (sistemas térmicos), en los sistemas que tienen centrales hidroeléctricas y termoeléctricas (sistemas hidrotérmicos), estos poseen la capacidad de almacenar el recurso hídrico en sus embalses de regulación estacional, diaria y horaria, para ser usado en el momento que se considere más oportuno económicamente. Este hecho brinda una mayor versatilidad operativa y la posibilidad de hacer un uso más eficiente de este recurso energético permitiendo una reducción de los costos de operación; sin embargo, esto añade una complejidad fuerte al problema de la determinación del despacho económico de estos sistemas debido a que se hace necesario realizar una programación de la operación con horizontes o etapas de largo, mediano y corto plazo, de tal manera que permita garantizar el uso óptimo de los recursos energéticos con las que cuenta el sistema eléctrico.

2.1. Importancia de la Estructura Jerárquica de la Programación de la Operación La característica de los embalses de poder acumular agua en un determinado periodo de tiempo para su utilización en otro periodo, provoca que el planeamiento de la operación de un sistema hidrotérmico tenga una estructura jerárquica ya que el horizonte de planificación depende de cuánto tiempo y en qué cantidad puede ser almacenado el recurso hidráulico.



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Si no se analiza el problema en un horizonte de tiempo, se tendría el impulso de descargar mucha agua de los embalses con la finalidad de reducir los costos operativos presentes al reemplazar energía térmica (cara) por energía hidráulica. El hecho anterior, provoca que mientras más agua se descargue en el tiempo presente, los costos futuros de operación serán más altos ya que la disminución del recurso hidráulico almacenado para estos periodos futuros ocasiona una mayor producción de generación térmica. El efecto contrario se obtiene si se descarga poca agua en el presente.

El análisis anterior se complica aun más ya que es necesario también tener en cuenta qué tipo de año hidrológico se puede presentar lo que adiciona incertidumbre al proceso. Debido a ello, es imprescindible analizar un horizonte razonable de tiempo con la finalidad de establecer la mejor política de utilización de los recursos energéticos, tanto hidráulicos como térmicos.

Dentro de este proceso de planificación, las decisiones más importantes recaen en el largo y mediano plazo ya que es en estés horizontes de tiempo donde se determina el régimen de utilización más adecuado de los reservorios de regulación anual y estacional, que por su magnitud, son los susceptibles de producir los mayores ahorros al sistema.

En el horizonte de tiempo semanal y diario (corto plazo) sólo se puede optimizar los embalses con capacidad de regulación diaria y/o horaria, debido a que la política de operación determinada para los embalses con capacidad anual y estacional son considerados en el corto plazo como caudales ya regulados o utilizando el valor del agua de estos embalses.

Este proceso de encadenamiento en la toma de decisiones desde el largo plazo hasta el corto plazo es el que permite realizar el uso óptimo de los recursos energéticos del sistema. En la siguiente figura se resume lo anteriormente señalado:

Optimización de la Operación de largo plazo (anual)

Optimización de la Operación de corto plazo (semanal)

Optimización momentánea

Optimización diaria

Políticas de desembalse Consumo de combustible Contratos de largo plazo Plan de mantenimiento mayor Valor del Agua

Despacho de centrales hidroeléctricas Selección del parque térmico en funcionamiento (Unit Commitment)

Flujo óptimo de carga Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) Control de tensiones

Est

ocás

tico

Det

erm

inís

tico Despacho económico de centrales

hidráulicas y térmicas Distribución de cargas entre las máquinas en funcionamiento Funcionamiento eléctrico del conjunto

I M P

O R

T A

N C

I A



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En el muy corto plazo (5 minutos), la optimización del sistema consiste en establecer el reparto de carga entre las unidades generadoras conectadas al sistema y el establecimiento del perfil más adecuado de tensiones en las barras de muy alta y alta tensión, siendo este proceso realizado mediante el empleo de herramientas informáticas como el Flujo Óptimo de Potencia en Línea.

2.2.Vinculación entre optimización de distinta jerarquía Establecer correctamente el vínculo entre la optimización de la operación de distinta jerarquía (horizonte de planeamiento) es crucial para el correcto aprovechamiento de los recursos energéticos. El vínculo no es directo, es decir, no todos los resultados del modelo de mayor jerarquía pueden ser transferidos al modelo de menor jerarquía. Esta problemática radica en el hecho que el nivel de detalle de la representación del sistema no es el mismo en los modelos que se utiliza en la optimización de distinta jerarquía. Como ejemplos se puede comentar los siguientes:

En el largo plazo se da mayor énfasis en el modelado de la incertidumbre tanto de la demanda como del caudal pronosticado, mientras que en el corto plazo se asume como un dato conocido (determinístico).

En el largo plazo la demanda es modelada mediante bloques horarios donde se prescinde de la información cronológica, mientras que en el corto plazo la demanda se modela en secuencia cronológica.

La consideración de los tiempos mínimos de operación de las centrales no tiene mayor sentido en el largo plazo ya que la duración de los subperiodos considerados es normalmente de un mes o una semana, mientras que en el corto plazo estos tiempos mínimos de operación tienen que ser considerados de manera obligatoria.

Estas diferencias en el modelado son necesarias debido a la necesidad de realizar algunas simplificaciones en los modelos de largo plazo por el horizonte de tiempo que se tiene que optimizar.

El enlace entre modelos de las optimizaciones de operación de largo, mediano y corto plazo se realiza mediante dos (2) resultados importantes:

1) El volumen previsto a ser descargado de los embalses con capacidad de regulación anual, mensual o semanal, según sea el caso, y

2) El valor del agua calculado por el modelo de mayor jerarquía para cada uno de los embalses considerados.

En el primer caso, el volumen de agua que debe ser descargado (previamente calculado por el modelo de largo/mediano plazo) es expresado en caudal (llamado comúnmente caudal regulado) y es el que finalmente se descarga de los embalses y se suma al caudal de escorrentía natural de la cuenca hidrológica de las centrales involucradas.



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En el segundo caso, en vez de especificar una cantidad fija de agua disponible para el modelo de menor jerarquía, se define una curva de costos para el agua almacenada (costo del recurso) en función del volumen de agua disponible (a mayor volumen menor costo y viceversa) llamada curva de valor del agua. Esta curva evita que el modelo de menor jerarquía haga uso de todos los recursos hidráulicos disponibles. El primer enfoque es conocido también como enfoque primal y el segundo como enfoque dual.

Volumen almacenado

UM

Ejemplo de Curva del Valor del Agua.

Ambos enfoques tienen ventajas y desventajas, el enfoque primal es simple de implementar pero es rígido, es decir, puede ocurrir el caso de que un ligero aumento del volumen descargado pueda provocar ahorros significativos en el modelo de menor jerarquía pero esta posibilidad no puede ser “vista” por la rigidez de la restricción en la cantidad de agua a descargar. Por otro lado, el enfoque dual sí permite esta versatilidad, pero tiene el inconveniente de falta de robustez, debido a que ligeros cambios en los datos de entrada del modelo de mayor jerarquía provocan fuertes cambios en la curva del valor del agua; de allí que se concluya que una combinación de ambos enfoques es la estrategia más razonable para establecer el vínculo entre los modelos de mediano y corto plazo.

2.3.Supervisión de la Programación de la Operación La supervisión de la programación de la operación de un sistema eléctrico implica el seguimiento del correcto desarrollo y gestión de esta programación en sus diferentes horizontes, es decir tanto en la optimización de la operación de largo, mediano y corto plazo. En este sentido, la supervisión debe permitir verificar que la programación de la operación en sus diferentes horizontes está cumpliendo con las condiciones que se describe en los numerales 2.1 y 2.2 del presente informe, garantizando el uso óptimo de los recursos energéticos con los que cuenta el sistema eléctrico.

En este contexto, la tarea de supervisión de la programación operación se debe realizar a través de un sistema de control que no duplique las tareas que se realizan en la programación, además de permitir minimizar el costo operativo de la organización encargada de la supervisión, orientándose mas



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bien en la realización de un control o seguimiento de la metodología y los modelos utilizados, así como en la aplicación de los resultados de cada etapa de la optimización.

En este caso se debe asegurar una estructura de calidad formada por un sistema de control en tres niveles:

1. Los procedimientos que aseguren la transparencia de información, faciliten el control y establezcan las penalidades en caso de falta de los agentes del sistema; así como, los indicadores de gestión y el desarrollo de auditorias ordinarias.

2. El sistema de control interno del programador de la operación (auditoría interna) que permita verificar que las programaciones de operación que se realizan cumplen con los objetivos que se establece en las normativas vigentes.

3. Las auditorias extraordinarias y los procedimientos, donde se analizan:

I. Los márgenes de los indicadores donde se establezca cuándo es necesaria una supervisión extraordinaria o procesos de investigación para determinar errores sistemáticos.

II. La calidad de información y herramientas con las que se dispone para programación de la operación.

III. Revisión enfocada en los problemas de la programación encontrada con el seguimiento continuo de la supervisión.

IV. El establecimiento de penalidades en caso de encontrarse faltas en el desarrollo de la programación de operación.



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Monitoreo de los Indicadores de Gestión

El sistema de Monitoreo es una herramienta que responde a una organización sistemática de la información, destinada a facilitar el ejercicio de las responsabilidades, debiéndose estructurar bajo el concepto de responsabilidad por los resultados. Los mismos corresponden a una síntesis de las actividades o procesos que se controlan para asegurar una buena calidad de servicio. Las características principales son:

a) Refleja la información cuantificada.

b) Evalúa las situaciones donde se establecen las responsabilidades.

c) Focaliza los objetivos de la supervisión en cifras medibles.

Para realizar un control efectivo se disponen de los siguientes niveles:

a) Tablero de Control para la toma de decisiones, que disponga de indicadores simples y representativos de los principales indicadores globales de la programación de operación sistema. Por ejemplo, tenemos:

I. Desvíos de precios indicativos entre programaciones.

II. Desvíos de los resultados en cada uno de los niveles de programación.

III. Desvíos de los mantenimientos programados en cada etapa.

IV. Potencia restringida Vs. potencia pérdida en fallas de generación y transporte.

V. Indisponibilidad del parque de generación.

VI. Caudales previstos en cada etapa de la programación.

VII. Otros.

b) Sistema de Monitoreo de la información post operativa de modo de asegurar que la operación ha sido realizada de manera adecuada tal como se estimó en las diferentes etapas de la programación de la operación mencionados. Por ejemplo, tenemos:

I. Precios prevista Vs. real

II. Demanda prevista Vs. real

III. Producción prevista Vs. real

IV. Mantenimiento prevista Vs. real

V. Generación forzada

VI. Factor de Carga

VII. Otros



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3. Indicadores de gestión de la programación de operación

Tal como se desarrolló en el capítulo anterior, los programas de operación en todos sus horizontes temporales tienen que guiar la operación económica del SEIN con la finalidad de lograr el mejor uso de los recursos energéticos. Para cumplir esta tarea, el COES-SINAC debe elaborar los programas correspondientes, así como disponer y supervisar su ejecución.

De todo este contexto se desprende la necesidad de evaluar qué grado de cumplimiento tienen los programas de operación que elabora y ejecuta el COES-SINAC en aplicación de las funciones encargadas por el Artículo 14° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación2.

Por ello en los siguientes párrafos, se analizará la evolución a la fecha de los indicadores de gestión de programación de la operación.

2 Artículo 14º.- Funciones administrativas El COES tiene a su cargo las siguientes funciones administrativas:

a) Desarrollar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo, así como disponer y supervisar su ejecución;

b) Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generación y transmisión; c) Coordinar la operación en tiempo real del SEIN; (…)



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3.1. Desviaciones del Programa de Operación de Mediano Plazo

El Programa de Operación de Mediano Plazo (PMP) que elabora el COES-SINAC tiene un horizonte de 1 año y es actualizado mensualmente. Esto equivale a decir que sólo los resultados correspondientes al primer mes de dicho programa son efectivamente utilizados. Este programa es muy importante ya que establece la política de uso del agua que se debe seguir para el lago Junín3, estimar la producción energética de las centrales térmicas y la evolución del costo marginal del sistema.

El grado de cumplimiento del programa de operación previsto es evaluado mediante indicadores sencillos que miden el desvío de los resultados más importantes de dicho programa y que tiene la siguiente fórmula básica:

previstoValorprevistoValorrealValor

Desviación−

= *100%

A continuación se presentan algunas evaluaciones efectuadas

3.1.1. Producción Energética Real vs. Producción Energética Prevista

En el gráfico se muestra la desviación entre la producción mensual prevista en el programa de operación de mediano plazo y la que realmente se ejecutó.

-60

-40

-20

0

20

40

60

80[%]

Hidro Térmica Total

Desviación Producción Programada vs EjecutadaPrograma Anual con actualización mensual

20062005

3 Otros embalses no son optimizados por el COES debido a una deficiencia de la herramienta informática que utiliza para realizar este cálculo.



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Las desviaciones corresponden al primer mes de cada PMP emitido por el COES-SINAC, toda vez que los resultados de los meses restantes se actualizan mensualmente.

El pronóstico de la energía del mes presenta desviaciones menores al 3% por lo que se puede concluir que es acertado; sin embargo, la previsión de la generación hidráulica y térmica presentan desviaciones significativas: ±50% para la generación térmica y ±10% para la generación hidráulica.

La siguiente tabla muestra la información en detalle:

PROGRAMADO [GWh] EJECUTADO [GWh] DIFERENCIA [%]

Meses Hidro Térmica Total Hidro Térmica Total Hidro Térmica Total

ENE 1776 151 1926 1662 235 1897 -6 56 -2FEB 1448 347 1795 1555 194 1748 7 -44 -3MAR 1580 376 1956 1677 253 1929 6 -33 -1ABR 1538 341 1878 1572 316 1888 2 -7 1MAY 1491 444 1935 1356 603 1959 -9 36 1JUN 1241 644 1885 1243 615 1858 0 -5 -1JUL 1193 720 1913 1265 613 1878 6 -15 -2AGO 1285 663 1948 1251 688 1939 -3 4 0SEP 1307 605 1912 1213 695 1908 -7 15 0OCT 1526 436 1962 1468 521 1989 -4 19 1NOV 1549 396 1946 1361 610 1971 -12 54 1

2005

DIC 1656 396 2052 1478 559 2037 -11 41 -1ENE 1723 296 2020 1716 326 2042 0 10 1FEB4 996 334 1330 1626 260 1886 63 -22 42MAR 1680 370 2050 1859 245 2103 11 -34 3ABR 1691 314 2006 1761 210 1971 4 -33 -2MAY 1582 479 2061 1550 511 2061 -2 7 0JUN 1392 596 1988 1349 646 1995 -3 8 0JUL 1366 661 2027 1343 706 2049 -2 7 1AGO 1390 673 2062 1356 736 2092 -2 9 1SEP 1367 693 2060 1351 710 2061 -1 3 0OCT 1574 579 2153 1489 665 2154 -5 15 0NOV 1549 637 2186 1582 556 2138 2 -13 -2

2006

DIC 1709 506 2215 0 0 0

3.1.2. Costo Marginal Mensual Previsto en el Largo Plazo versus Costo Marginal Promedio Ejecutado para el Mismo Periodo

Al igual que el indicador anterior, se compara el CMg mensual calculado en el PMP con el promedio mensual del CMg producto de la operación. En este caso, la comparación también es realizada con respecto al primer mes de cada programa emitido por la misma razón explicada previamente.

4 El mes de febrero de 2006 presentaba falta de información en la base de datos del SIOSEIN de la GART



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-150

-100

-50

0

50

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200

250

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350

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY JU

N

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY JU

N

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

[%]

Punta Media Base

Desvio de los CMg. Programado /Ejecutado Programa Anual(actualización mensual)

20062005

El costo marginal ejecutado presenta desviaciones muy grandes con respecto a lo previsto llegando a alcanzar valores del orden del +300% (4 veces lo previsto) y -70% lo que implica que el cálculo de la componente térmica fue muy diferente a lo que resultó en la realidad.

Los meses de mayo a setiembre de 2006 presentan una elevada desviación de los costos marginales a pesar de que las desviaciones de producción térmica e hidráulica son relativamente pequeñas (figura anterior). Esta incongruencia indica que el modelo calculó medianamente bien la energía térmica a ser producida pero no determinó adecuadamente qué unidades térmicas tenían que producir esa energía. Estos resultados pudieron deberse a una deficiencia propia del modelo utilizado o una deficiencia en los datos utilizados (información deficiente de mantenimientos, disponibilidad de combustibles, etc.).

PROGRAMADO [ctv US$/KWh] EJECUTADO [ctv US$/KWh] DIFERENCIA [%] Meses

Punta Media Base Punta Media Base Punta Media Base ENE 4.61 4.61 0.39 3.34 2.49 1.36 -28 -46 252FEB 9.56 9.56 4.35 3.00 2.59 1.14 -69 -73 -74MAR 10.21 10.21 4.39 4.84 3.26 1.45 -53 -68 -67ABR 10.46 10.46 4.41 4.65 3.36 1.54 -56 -68 -65MAY 13.33 12.18 4.63 9.49 9.27 8.70 -29 -24 88JUN 6.89 6.88 6.88 9.03 7.54 6.47 31 10 -6JUL 7.82 7.30 7.30 5.73 4.86 3.92 -27 -33 -46AGO 8.46 8.16 8.00 10.45 9.65 8.08 24 18 1SEP 9.56 9.56 3.25 8.66 8.46 8.50 -9 -11 162OCT 2.90 2.90 2.59 10.01 9.41 8.24 245 224 218NOV 3.18 3.18 2.66 9.87 10.42 9.15 211 228 244

2005

DIC 8.74 2.89 2.72 7.70 7.87 6.92 -12 172 154ENE 3.07 2.78 2.76 3.87 3.47 1.65 26 25 -40FEB 3.07 3.07 2.84 5.93 4.76 1.30 93 55 -54MAR 7.99 3.00 2.70 3.85 3.04 0.61 -52 1 -77ABR 10.72 3.24 3.24 7.58 4.43 1.04 -29 37 -68MAY 10.20 2.85 2.73 13.10 11.63 9.19 28 309 237JUN 10.15 3.55 2.85 10.25 9.20 7.37 1 159 159JUL 10.01 6.29 3.55 11.03 9.66 7.13 10 54 101AGO 9.68 9.51 7.89 11.83 11.78 8.19 22 24 4SEP 9.68 9.55 8.52 16.51 15.93 12.74 71 67 50OCT 8.02 2.37 2.37 10.50 7.85 4.29 31 231 81NOV 8.73 2.93 2.29 6.06 4.83 1.82 -31 65 -20

2006

DIC 2.29 1.82 1.81



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3.1.3. Desvío de la Trayectoria Prevista del lago Junín El desvío de la trayectoria prevista para el lago Junín sólo es calculado para cada mes del programa de operación y para sus sucesivas actualizaciones.

Desvio Volumen: Ejecutado vs Previsto(lago Junín)

-15-10

-505

101520253035

Nov-05

Dic-05

Ene-06

Feb-06

Mar-06

Abr-06

May-06

Jun-06

Jul-06

Ago-06

Sep-06

Oct-06

Nov-06

[%]

1era Semana1er Mes

Las desviaciones del volumen final objetivo para el lago Junín, después de un mes de operación, pueden variar entre 35% y -12% aproximadamente. Estas desviaciones se pueden considerar altas ya que se está hablando del primero de los doce meses programados. No se ha analizado las causas de estas desviaciones (descarga diferente a la prevista o hidrología pronosticada distinta a la que realmente ocurrió).

La desviación para la primera semana es solamente informativa y corresponde a la que ocurre entre la fase de emisión del programa y su entrada en vigencia (normalmente menos de una semana).

3.2. Evaluación del Programa de Operación de Mediano Plazo

El objetivo de la presente sección es el de identificar comportamientos operativos que no son coherentes con la función asignada al COES-SINAC, que es la de planificar y operar el SEIN haciendo el mejor uso de los recursos. Los indicadores que se presentan a continuación no evalúan casos puntuales sino brindan un panorama global de lo ocurrido y su evolución en el tiempo.

3.2.1. Volatilidad del Costo Marginal de la Energía La volatilidad del costo de la energía fue calculada hasta julio de 2006 tomando un paso horario para cada uno de los 3 bloques de demanda. Los resultados se muestran a continuación (unidades en S/. /MWh).



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Ene-06 Feb-06 Mar-06

MES BLOQUE Promedio Desviación Promedio Desviación Promedio Desviación

Punta 127,57 56,26 193,73 128,14 128,78 61,42 Media 111,71 76,51 153,85 110,69 100,72 61,59

Base 53,29 41,16 41,06 48,07 19,84 29,31

Abr-06 May-06 Jun-06

MES BLOQUE Promedio Desviación Promedio Desviación Promedio Desviación

Punta 247,76 137,43 430,46 214,71 333,09 192,38 Media 139,94 147,8 373,43 228,27 295,26 158,27

Base 32,87 41,96 297,01 194,09 238,1 139,06

Jul-06

MES BLOQUE Promedio Desviación

Punta 356,64 139,7Media 306,7 164,25

Base 226,75 116,22

Como se observa, los CMg presentan una alta dispersión, incluso a nivel de bloque horario; así mismo presentan desviaciones estándar del orden del 50% del promedio del CMg.

En el siguiente gráfico se muestra el diagrama de duración de la demanda y de los costos marginales del mes de enero de 2006.

Diagrama de Duración de la Demanda y del Cmg

Enero-2006

0

100

200

300

400

500

600[S/. /MWh]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500[MW]

CMg Demanda

En este gráfico se puede apreciar la existencia de un pico muy pronunciado del costo marginal que bajo una situación de operación normal debería presentarse solo en los periodos de hora punta.



Página 16 de 16

Con la finalidad de identificar si este pico en el costo marginal estuvo asociado a las horas de mayor demanda del mes, se presenta el diagrama de duración de la demanda con su correspondiente costo marginal ejecutado.

Demanda y su Cmg Asociado

Enero-2006

0

100

200

300

400

500

600[S/. /MWh]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500[MW]

CMg Demanda

En la figura se observa que los picos de los CMg no estuvieron asociados a las horas de mayor demanda como hubiera podido esperarse sino en periodos de menor demanda debido probablemente a la indisponibilidad de unidades térmicas por mantenimiento o centrales hidráulicas por problemas con elevados niveles de sólidos en suspensión.

A continuación se presenta la misma información para los meses de febrero a julio de 2006.

Demanda y su Cmg Asociado Febrero-2006

0

200

400

600

800

1000

1200[S/./MWh]

0

600

1200

1800

2400

3000

3600[MW]

CMg CmgOrd Demanda

Demanda y su Cmg Asociado Marzo-2006

0

200

400

600

800

1000

1200[S/./MWh]

0

600

1200

1800

2400

3000

3600[MW]

CMg CmgOrd Demanda



Página 17 de 17

En la mayoría de los gráficos se observa el mismo comportamiento lo que indica que estos problemas se debieron a déficit de unidades de generación de bajo costo.

3.2.2. Indisponibilidad Media de Potencia debido a Problemas Asociados a Mantenimientos

Este indicador mide la potencia media mensual que estuvo fuera de servicio debido a mantenimientos. Este indicador se evalúa principalmente por tipo de combustible, comenzando por el más barato, a fin de encontrar si existe una relación entre esta potencia indisponible y el costo marginal del sistema.

El siguiente gráfico muestra la potencia media indisponible en base a gas natural. En este mismo gráfico se agregó la generación media mensual producida en base a diesel y residual, así como el costo marginal promedio.

Demanda y su Cmg Asociado Junio-2006

0

200

400

600

800

1000

1200[S/./MWh]

0

600

1200

1800

2400

3000

3600[MW]

CMg CmgOrd Demanda

Demanda y su Cmg Asociado Julio-2006

0

200

400

600

800

1000

1200[S/./MWh]

0

600

1200

1800

2400

3000

3600[MW]

CMg CmgOrd Demanda

Demanda y su Cmg Asociado Abril-2006

0

200

400

600

800

1000

1200[S/./MWh]

0

600

1200

1800

2400

3000

3600[MW]

CMg CmgOrd Demanda

Demanda y su Cmg Asociado Mayo-2006

0

200

400

600

800

1000

1200[S/./MWh]

0

600

1200

1800

2400

3000

3600[MW]

CMg CmgOrd Demanda



Página 18 de 18

CMg Mensual, Potencias e Indisponibilidades Medias Mensuales(Año 2006)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov

[MW

]

0

20

40

60

80

100

120

140

160

US

$/M

Wh

Indisp. en base a GN Gen. en base a ResidualGen. en base a Diesel Cmg Promedio US$/MWh

Se observa que la potencia indisponible en base a gas natural pudo desplazar fácilmente a la generación en base a combustible diesel (la más cara) y también una parte de la generación en base a combustible residual. Del mismo gráfico, se observa la relación directa entre la generación con petróleo residual y el costo marginal.

3.3. Grado de cumplimiento del Programa de Operación de Corto Plazo (Semanal)

El COES-SINAC emite semanalmente un Informe de Operación Semanal, pero como su nombre mismo lo indica es sólo un reporte de la operación y no contiene algún análisis del post-operativo semanal o las causas que originaron desviaciones a lo originalmente previsto.

La evaluación del grado de cumplimiento de algunas de las variables del Programa Semanal fue realizada en base a la información que contienen estos reportes semanales que emite el COES-SINAC.

3.3.1. Desviación de la Demanda Pronosticada A través de la medición de la desviación de la demanda prevista se intenta evaluar el grado de acierto que tiene el pronóstico semanal que realiza el COES-SINAC. Dicha evaluación es realizada en base a la energía total semanal.



Página 19 de 19

Demanda Ejecutada vs Programada (Programación Semanal: Año 2006 y comienzo 2007)

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 3

Semana

Desviación [%]

420

440

460

480

500

520

540Energía GWh

Desviación Programado Ejecutado

La demanda, a pesar de estar agregada a nivel semanal presenta periodos con desviaciones superiores al 2%, lo cual se considera que es significativo si se tiene en cuenta que para el nivel de demanda del SEIN, una desviación del 1% equivale aproximadamente a una desviación sostenida de 30 MW durante una semana.

3.3.2. Desviación de la Producción Prevista En los siguientes cuadros se presenta la desviación semanal prevista, tanto de la componente hidráulica como térmica.

Desviación Producción Prevista Programación Semanal (Primera mitad 2006)

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

Semana

Desviación [%]

Hidro Térmica



Página 20 de 20

Desviación Producción Prevista Programación Semanal (Segunda mitad 2006 y comiezo 2007)

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 1 3

Semana

Desviación [%]

Hidro Térmica

Se observa una complementariedad entre la desviación hidráulica y térmica, pero no siempre guardan una misma relación en cuanto a la magnitud.

Dado que la magnitud de la generación térmica es prácticamente una consecuencia de la disponibilidad hidráulica, el grueso de la desviación térmica que se observa se debe a las desviaciones de la generación hidráulica y a las desviaciones del pronóstico de demanda.

3.3.3. Desviación de Costos Previstos La desviación de costos refleja de manera indirecta el grado de acierto o desacierto en la asignación de las unidades térmicas del SEIN; dicha asignación se torna crítica si se tiene en cuenta que es en esta fase de la programación donde se decide el arranque/parada de las unidades térmicas más importantes del SEIN debido principalmente a sus inflexibilidades operativas.



Página 21 de 21

Costos Ejecutados vs Programados (Programación Semanal: Año 2006 y comienzo 2007 )

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 3

Semana

Desviación [%]

0

5

10

15

20

25

30Millones soles

Desviación Programado Ejecutado

En el gráfico se observa que en determinadas semanas, el costo operativo fue muy superior al costo inicialmente previsto (en muchos casos del orden del 20% y en un caso extremo del orden de 100%5). También, se observa que estas desviaciones se producen tanto en época de avenida como estiaje y no solamente en los periodos de transición donde podría esperarse desviaciones debido a la incertidumbre hidrológica de cambio de estación.

En el siguiente gráfico se muestra las desviaciones del costo junto con las desviaciones de la demanda con la finalidad de evaluar si existe una relación directa entre dichas desviaciones.

Desviación de Demanda y de Costo Total (Programación Semanal: Año 2006 y comienzo 2007)

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 3

Semana

Demanda [%]

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100Costo [%]

Costo Demanda

5 En la semana 10 la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) informó la interrupción total del servicio de transporte de gas natural a partir de las 03:00 h del 05.03.2006. Este evento fue totalmente imprevisible.



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El gráfico nos indica que las diferencias de costos, en su mayoría, no guardan una relación directa con la desviación de la demanda, por lo que se hace necesario contar con mayor información para el análisis.

3.4. Conclusiones

3.4.1. Programa de Operación de Largo Plazo El Programa de Operación de Largo Plazo, el cual contempla un horizonte de planificación anual, tiene muy bajo grado de cumplimiento.

Las desviaciones observadas son sumamente altas especialmente si se tiene en cuenta que el Programa de Operación de Largo Plazo es actualizado mensualmente.

Se puede considerar que el periodo de actualización (mensual) es muy corto; la constante actualización del programa puede ocultar mayores desviaciones e inconsistencias del PMP.

3.4.2. Evaluación de la Operación de Mediano Plazo En el periodo analizado (Enero-Julio 2006) los Costos Marginales presentaron variaciones muy significativas mes a mes y bloque a bloque. Se observaron meses con costos marginales especialmente elevados debido principalmente a la indisponibilidad de unidades de generación basadas en gas natural. El impacto de las elevadas indisponibilidades observadas entre los meses de febrero – mayo no fue muy gravitante por ser época de avenida, pero las indisponibilidades que se dieron entre los meses de agosto – octubre tuvieron un impacto significativo en los costos marginales del sistema.

3.4.3. Cumplimiento del Programa de Operación Semanal

En promedio el programa de operación semanal presenta desviaciones a nivel de demanda pronosticada, producción hidráulica, térmica prevista y, de una manera más pronunciada, en los costos estimados de producción.

Toda la problemática observada crea la necesidad de realizar un seguimiento más preciso y sistemático del cumplimiento de los programas operativos que elabora el COES-SINAC ya que de ellos depende la asignación óptima de los recursos energéticos. En base a esta problemática se han desarrollado una serie de indicadores que se proponen en el anexo del presente informe técnico con la finalidad establecer una supervisión continua de los programas de operación que elabora el COES-SINAC en cumplimiento de la ley.



Página 23 de 23

Anexo: “Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN”



Página 24 de 24

NORMA

PROCEDIMIENTO PARA SUPERVISAR LA GESTIÓN EN LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SEIN

Artículo 1º DEFINICIONES

COES-SINAC: Comité de Operación Económica del SEIN.

DOCOES: Dirección de Operaciones del COES-SINAC.

DGT: División de Generación y Transmisión Eléctrica del OSINERGMIN.

MEM: Ministerio de Energía y Minas.

PR-N°: Procedimiento técnico del COES-SINAC N° XX.

Programa de Operación de Largo Plazo: Despacho óptimo de las centrales térmicas e hidráulicas para un horizonte de los 12 meses siguientes. Esto incluye el manejo de los embalses de regulación tanto del tipo anual, estacional y diaria.

Programa de Operación de Corto Plazo: Despacho óptimo de las centrales térmicas e hidráulicas para un horizonte diario y semanal.

SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Artículo 2º OBJETIVO Establecer el sistema de seguimiento, la periodicidad e indicadores que debe elaborar el COES-SINAC a fin de ser remitidos al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) con la finalidad de supervisar el cumplimiento de la planificación de la operación del SEIN en los horizontes temporales del largo y corto plazo, los cuales deben garantizar la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica, el menor costo operativo y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

Artículo 3º ALCANCES Este procedimiento será aplicado a los programas de operación de largo plazo, semanal, diaria, redespachos e informe post operativo y sus actualizaciones, así como a los programas de mantenimiento que elabora y aprueba el COES-SINAC.

Artículo 4º BASE LEGAL

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley Nº 28832.

Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

Procedimientos Técnicos del COES-SINAC PR-N° 01, 02, 03, 05, 07, 08, 10 y 12, aprobados por Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME.

Procedimiento Técnico del COES-SINAC PR-N° 32, aprobado por Resolución Ministerial N° 516-2005-MEM/DM.



Página 25 de 25

En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Artículo 5º INDICADORES PARA EL SEGUIMIENTO

Los indicadores a supervisar permitirán evaluar de manera cuantitativa el desempeño del desarrollo de la gestión de la operación del mercado eléctrico; así como la evolución en el tiempo de la programación de la operación que realiza el COES-SINAC.

El COES-SINAC deberá mantener la información separada en intervalos horarios, diarios, mensuales y anuales, en forma digital y codificada homogéneamente, evitando cambios que destruyen las estructuras de almacenamiento de información y cálculos de indicadores. Cualquier modificación a la estructura debe seguir un estricto flujo administrativo de cambio de codificaciones debido a las implicancias que conlleva el mismo.

5.1. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZO

5.1.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir el grado de cumplimiento en la Planificación de Largo Plazo. Se tomará la diferencia entre los valores reales de la producción o generación energética total, hidráulica y térmica; así como, las importaciones y demanda pronosticada con los valores previstos en la Planificación.

Esto nos indica el porcentaje de desvío de la generación total planificada, generación hidráulica, térmica e importaciones.

5.1.2. REPORTE DE CUMPLIMIENTO

El COES-SINAC, mensualmente, en los primeros quince (15) días calendario de cada mes, reportará este indicador. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.

5.1.3. FORMULACIÓN

Este índice se calculará utilizando la relación:

previstoValorprevistoValorrealValor

Desvio−

= *100%

Los valores previstos corresponden a la generación hidráulica, térmica e importaciones, tal como consta en el Reporte del Programa de Largo Plazo. De este informe se toman también los valores de la demanda más las pérdidas previstas.

Los valores reales de la generación energética total hidráulica, térmica e importaciones corresponden a los valores de producción real que se presentaron para los meses bajo análisis.



Página 26 de 26

5.1.4. PRESENTACIÓN PRODUCCION PREVISTO [GWh] PRODUCCION REAL [GWh] DESVIO [%]

Año Meses HIDRAULICA TERMICA IMPOR. HIDRAULICA TERMICA IMPORT. HIDRAULICA TERMICA IMPORT.ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

XX

XX

DIC

5.2. COSTO MARGINAL MENSUAL PREVISTO EN EL LARGO PLAZO VS. COSTO MARGINAL PROMEDIO EJECUTADO PARA EL MISMO PERIODO.

5.2.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir la eficacia de la previsión del Costo Marginal Mensual Previsto en el Largo Plazo con respecto al Precio Marginal de la Energía real durante el mismo período, para las distintas bandas horarias (base, media y punta).


El COES-SINAC mensualmente reportará este indicador evolutivo. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información sustentatoria, tal como se detalla en el numeral 8.3 del presente procedimiento, que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos.

5.2.3. FORMULACIÓN

El Costo Marginal Mensual Previsto en el Largo Plazo es el valor determinado por el COES-SINAC en la oportunidad en que elabora el Programa de Operación de Largo Plazo del SEIN.

El Costo Marginal de la Energía en el Mercado de Corto Plazo se determina en base a la disponibilidad real de las unidades de generación y de la red de transmisión, de acuerdo con las normas y reglamentación vigentes. Este proceso es realizado por la DOCOES y se describe en los Procedimientos de Despacho y Operación. Los resultados de los costos marginales reales sancionados son presentados mensualmente en el Informe de Transferencias de Energía.

Este indicador se calcula mediante la siguiente fórmula:

)(*100%CMMP

CMMPCMRDesvío −=

Donde:



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%Desvío:Porcentaje de desvío entre el Costo Marginal Referencial y el Costo Marginal

CMR:Costo Marginal Real de la Energía (promedio mensual) (ctvs. US$/kWh)

CMMP:Costo Marginal Mensual Previsto en el Largo Plazo (ctvs. US$/kWh)

Los Costos Marginales Reales, hora a hora corresponden a los valores utilizados en el Informe de Transferencias, que es presentado mensualmente como parte del Informe de la Dirección de Operaciones. Para el caso semanal, se utilizarán los precios sancionados en el informe Post Operativo.

5.2.4. PRESENTACIÓN PROGRAMADO [ctv US$/KWh] EJECUTADO [ctv US$/KWh] DIFERENCIA [%] Año Meses Punta Media Base Punta Media Base Punta Media Base

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV

XX

XX

DIC

5.3. VOLATILIDAD DEL COSTO MARGINAL DE LA ENERGÍA

5.3.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es observar la volatilidad del Costo Marginal de la Energía utilizando la desviación estándar de la variación del precio entre días sucesivos.


El COES-SINAC mensualmente reportará este indicador. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico, mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.

5.3.3. FORMULACIÓN

Para el cálculo de este indicador, para las distintas bandas horarias, se utilizan las siguientes relaciones:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ +=

),(),1(log),(

jiPjiPjic

2

11

2 ),(),(

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−=∑∑==

H

jic

H

jicH

j

H

jσ



Página 28 de 28

laborable Día

),(

),(),(Pr

1

1

∈∀

⋅=

∑

∑

=

=

i

jiE

jiEjiP

H

j

H

jL

laborable No Día

),(

),(),(Pr

1

1

∈∀

⋅=

∑

∑

=

=

i

jiE

jiEjiP

H

j

H

jNL

Donde:

:),( jic Variación en el Costo Marginal en el día i y en la hora j

:),( jiP Costos Marginales en el día i y en la hora j (ctvs. US$/kWh) de la barra de Santa Rosa.

:),( jiE Enegía en el día i y en la hora j (ctvs. US$/kWh)

:Pr;Pr NLL Promedio de costo marginal de los dias laborables y no-laborables

:σ Desviación estándar de los Costos Marginales.

:H Número total de horas

Los valores del Costo Marginal de la Energía se determinan en base a la disponibilidad real de las unidades de generación y de la red de transmisión, de acuerdo con las normas y reglamentación vigentes, tal como se describe en los Procedimientos para la Programación del Despacho del COES-SINAC.

5.3.4. PRESENTACIÓN DIAS LABORABLES [GWh] DIAS NO LABORABLES [GWh] Año Meses

PROMEDIO DESVIACION PROMEDIO DESVIACION ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV

XX

XX

DIC

5.4. MAGNITUD DE LA GENERACIÓN FORZADA Y COSTO INCURRIDO POR RAZONES LOCALES

5.4.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es monitorear la generación incluida dentro del despacho de generación y/o cuyo arranque se produzca por causas independientes a un despacho económico del SEIN.



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Este índice determina los costos totales debido a la generación forzada que además provocan el desplazamiento de la demanda y su consecuente baja de los costos marginales del sistema.


El COES-SINAC mensualmente reportará el indicador correspondiente a la generación forzada y su costo. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.

5.4.3. FORMULACIÓN

Como un resultado de la Programación Diaria y su posterior aplicación, se desarrolla el documento post operativo, en el cual se reflejan los grupos que han debido mantenerse operativos, a pesar que su costo variable de despacho (variables combustibles y no combustibles) sea superior al costo marginal del sistema. En forma Semanal y según la causa atribuible, se deberá calcular el valor acumulado para cada área definida en el Despacho Diario. Las causas atribuibles son:

Evitar Arranque/Parada. Cuando el costo de operación en que incurriría el sistema al considerar el Arranque y Parada de una unidad es superior a la alternativa de mantener la unidad en servicio.

Tensión. Cuando la(s) unidad(es) es necesaria por soporte local de reactivos.

Seguridad. Cuando se prevé que la operación de la unidad evitará el colapso de una zona de presentarse una contingencia crítica.

Distribuidor. Cuando la unidad opera por requerimientos especiales del Distribuidor.

Este indicador debe ser presentado en “MWh” por zona ó área donde se requirió la generación forzada; así como, por tipo de causa atribuible. Adicionalmente se deberá calcular el perjuicio económico de la misma.

∑= tiempoxPotenciazadaEnergíaFor ...

5.4.4. PRESENTACIÓN ENERGIA FORZADA MENSUAL POR AREAS (MWh) Mes Tipo

AREA 1 AREA 2 AREA 3 AREA 4 ….. AREA “n” Evitar Arranque/Parada Tensión Seguridad Requerimiento propio X

XX

X

Otros

COSTO TOTAL DE LA GENERACIÓN FORZADA POR AREA (US$ ) Mes Tipo AREA 1 AREA 2 AREA 3 AREA 4 ….. AREA “n”

Evitar Arranque/Parada Tensión Seguridad Requerimiento propio X

XX

X

Otros



Página 30 de 30

5.5. DESVÍO ENTRE COSTOS MARGINALES HORARIOS SANCIONADOS Y PREVISTOS

5.5.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir la eficacia de la previsión del Costo Marginal realizada en la Programación Semanal y Diaria con respecto al Costo Marginal de la Energía Sancionada en el Informe Post Operativo, el mismo que posteriormente, se utiliza para calcular las transferencias.


El COES-SINAC diariamente reportará este indicador; asimismo, cada semana deberá presentar la evolución del indicador para dicho plazo. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.

5.5.3. FORMULACIÓN

Este indicador representa el desvío entre Costo Marginal Post Operativo Diario y el Costo Marginal calculado en la Programación Diaria, y se calcula mediante la fórmula:

PRCMgCMgDesvío −=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

PRCMgDesvíoDesvío *100%

Donde:

%Desvío: Porcentaje de desvío entre el Costo Marginal Referencial y el Costo Marginal Sancionado.

CMg:Costo Marginal horario Real de la Energía Sancionado (ctvs. US$/kWh)

CMgPR:Costo Marginal horario calculado en la Programación Semanal y Diaria (ctvs. US$/kWh)

El Costo Marginal de la Energía del Mercado de Corto Plazo se determina en base a la disponibilidad real de las unidades de generación y de la red de transmisión, de acuerdo con las normas y reglamentación vigentes, tal como se describe en los Procedimientos para la Programación del Despacho del COES-SINAC. Los resultados de los precios reales sancionados son presentados diariamente en el informe Post Operativo.

5.5.4. PRESENTACIÓN COSTO MARGINAL (ctv US$/KWh) DESVIO [%] Mes Días

Previsto Semanal Previsto Diario Real Semanal/Real Diario/Real 1 2 3

EN

ER

O

XX

XX

4



Página 31 de 31

5 6 7 8 9 . . 31

5.6. EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES

5.6.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es observar la evolución del Valor del Agua, entre los dias sucesivos, de los embalses estacionales optimizables que es utilizado por el COES-SINAC en la Programación Diaria y/o Redespachos.


El COES-SINAC reportará horariamente este indicador evolutivo; asimismo, cada día deberá presentar la evolución del indicador para dicho plazo. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá indicar el sustento de cálculo de dicho valor (salida del modelo).

5.6.3. PRESENTACIÓN Valor del Agua (ctv US$/KWh) Potencia (MW) Día Hora

Central XX Central YY … Central XX Central YY … Costo Marginal (ctv US$/KWh)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 . .

LUN

ES

XX

XX

-XX

XX

24

5.7. DESVÍO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA

5.7.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es medir la eficacia del pronóstico de la demanda de la Programación Semanal y Diaria con respecto a la Demanda Real informada en el Informe Post Operativo.

El error de pronóstico afecta directamente a los precios previstos, siendo los mismos una señal hacia el Mercado. Asimismo, la previsión puede llevar a tomar decisiones que afecten al costo total del sistema (por ejemplo, mantener equipamiento en paralelo por problemas de seguridad).



Página 32 de 32


El COES-SINAC diariamente reportará este indicador; asimismo, cada semana deberá presentar la evolución del indicador para dicho plazo. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.

5.7.3. FORMULACIÓN

Este indicador representa el desvío entre el Pronóstico de la Demanda Diaria y la Demanda real, y se calcula mediante la fórmula:

100% xDp

DpDrDesvío ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

Donde:

%Desvío:Porcentaje de desvío entre la Demanda Real y Demanda Prevista

Dr:Demanda de energía diaria real del SEIN (MWh)

Dp:Demanda diaria de energía prevista del SEIN (MWh)

La demanda diaria se pronostica de acuerdo con el procedimiento técnico PR-03 del COES-SINAC. Este comité realizará el pronóstico de la demanda de corto plazo a nivel de barras de carga.

5.7.4. PRESENTACIÓN Demanda (MWh) DESVIO [%] Mes

Días Previsto Semanal Previsto Diario Real Semanal/Real Diario/Real

1 2 3 4 5 . E

NE

RO

200

7

31

5.8. INDISPONIBILIDAD MEDIA DE ENERGÍA Y POTENCIA DEBIDO A PROBLEMAS ASOCIADOS A MANTENIMIENTOS

5.8.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es mostrar la indisponibilidad de energía debido a problemas asociados al mantenimiento previsto y ejecutado de las unidades de generación. La indisponibilidad debe ser evaluada por fuente de energía.


El COES-SINAC reportará mensualmente este indicador. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información



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sustentatoria, tal como se detalla en el numeral 8.3 del presente procedimiento, que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos.

5.8.3. FORMULACIÓN

∑ ⋅=T

XXX ilidadIndisponibHorasleIndisponibPotenciaEI

TEIPI X

X =

Donde:

EIX; PIXEnergía y Potencia promedio indisponible evaluado en el periodo de tiempo T

X:Tipo de fuente de energía (Hidraulica, Gas Natural, Diesel, Residual, Carbón, etc).

T:Periodo de tiempo (mes) que corresponde a: Horas totales, horas punta y horas fuera de punta.

Estos indicadores deben ser reportados en unidades de GWh y MW respectivamente.

5.8.4. PRESENTACIÓN Energía Indisponible por fuente de energía (GWh) Mes

Horizonte Hidráulica Carbón Gas Natural Diesel Residual

Previsto Anual Previsto Mensual Previsto Semanal Previsto Diario

EN

ER

O X

XX

X

Ejecutado

Potencia media Indisponible por fuente de energía (MW) Mes Horizonte

Hidráulica Carbón Gas Natural Diesel Residual Previsto Anual Previsto Mensual Previsto Semanal Previsto Diario

EN

ER

O X

XX

X

Ejecutado

5.9. DESVÍO DE COSTOS OPERATIVOS POR DESVIO DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVISTO

5.9.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es evaluar el impacto en el costo operativo previsto debido a las variaciones que sufre el programa de mantenimiento previsto en su ejecución en todos sus horizontes temporales (anual, mensual, semanal y diario).


El COES-SINAC reportará de manera mensual estos indicadores. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información



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que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.

5.9.3. FORMULACIÓN

100% xCme

CmeCmpDesvío ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=

Donde:

%Desvío:Porcentaje de desvío entre el costo previsto en la programación y el costo resultante con el programa de mantenimiento ejecutado.

Cme:Costo inicialmente previsto en la fase de programación (programa diario, semanal o anual).

Cmp:Costo resultante de sustituir el programa de mantenimiento previsto con el mantenimiento ejecutado en el modelo de programación de la operación (programa diario, semanal o anual).

Para el cálculo del Cmp, el resto de la información debe corresponder a la información original que se usó durante la fase de programación de la operación en su respectivo horizonte temporal. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información sustentatoria, tal como se detalla en el numeral 8.3 del presente procedimiento, que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos.

5.9.4. PRESENTACIÓN Costo de operación (Dolares) DESVIO [%] Mes

Horizonte de programación Con Mantenimiento Previsto Con Mantenimiento

Ejecutado Previsto/ EjecutadoProgramación Largo Plazo Programación Semanal

EN

ER

O

Programación Diaria

5.10. DESVÍO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN PROGRAMADOS

5.10.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es el de evaluar las desviaciones que sufren los costos previstos en los programas de operación en todos sus horizontes temporales (anual, semanal y diario) con respecto al costo que realmente aconteció en la operación.


El COES-SINAC reportará de manera diaria, semanal y mensualmente este indicador. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información sustentatoria, tal como se detalla en el numeral 8.3 del presente procedimiento, que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos.



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5.10.3. FORMULACIÓN

100% xCp

CpCrDesvío ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

Donde:

%Desvío:Porcentaje de desvío entre el costo previsto en la programación y el costo post operativo del SEIN.

Cp:Costo previsto en la fase de programación (anual, semanal y diario).

Cr:Costo post operativo del SEIN (anual, semanal y diario).

5.10.4. PRESENTACIÓN COSTO OPERACION (US$) DESVIO [%] Mes

Días Previsto Semanal Previsto Diario Real Semanal/Real Diario/Real 1 2 3 4 5 6 7 8 9 .

EN

ER

O

31

COSTO OPERACION (US$) DESVIO [%] Año Meses Previsto Anual Real Previsto Anual / Real


XX

XX

DIC

5.11. CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DEL PROGRAMA ANUAL

5.11.1. OBJETIVO

El objetivo de este indicador es el de evaluar el grado de cumplimiento del programa de Mantenimiento Anual que elabora el COES-SINAC. El Programa de Mantenimiento Anual es usado para el cálculo de las tarifas por lo que se torna muy importante evaluar su grado de cumplimiento ya que la variación de este programa puede tener un impacto severo en los costos marginales del sistema además de distorsionar la operación inicialmente prevista.



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El COES reportará de manera trimestral los indicadores que se muestran en el siguiente numeral. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico, mediante un informe en donde se consignen los valores de dichos indicadores. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos, para lo cual deberá incluir los algoritmos utilizados en el cálculo de los referidos indicadores.


Anual Programa elen sprogramado ntosmantenimie de Totalidadprevista semana la de dentro ejecutados sprogramado ntosmantenimie de Totalidad

=SICAnual

Anual Programa elen sprogramado ntosmantenimie de Totalidadprevisto mes del dentro ejecutados programdos ntosmantenimie de Totalidad

=MICAnual

Anual Programa elen sprogramado ntosmantenimie de Totalidadaño del dentro ejecutados sprogramado ntosmantenimie de Totalidad

=AICAnual

Estos indicadores también tienen que ser calculados para cada una de las empresas integrantes del COES-SINAC.

Adicionalmente se debe extender la aplicación de los indicadores presentados en la Resolución OSINERG N° 399-2006-OS/CD para el Programa Anual de Mantenimiento.

5.12. DESVIACIÓN DE LA TRAYECTORIA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL.

5.12.1. OBJETIVO

El objetivo del presente indicador es evaluar el grado de cumplimiento de la trayectoria prevista del volumen de los embalses de evolución estacional en el Programa de Operación Anual dada la importancia que tiene en permitir optimizar la asignación de los recursos del SEIN en el largo y mediano plazo a fin de lograr menores costos operativos.


El COES-SINAC reportará mensualmente este indicador. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información sustentatoria, tal como se detalla en el numeral 8.3 del presente procedimiento, que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos.


100% xVol

VolVolDesvío

p

pr

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

Donde:



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%Desvío:Porcentaje de desvío entre el volumen previsto en la programación y el volumen real del embalse.

Volp:Volumen previsto del embalse en la fase de programación.

Volr:Volumen real alcanzado a la fecha prevista.

5.12.4. PRESENTACIÓN EMBALSE XX EMBALSE YY

Volumen Final [Mm3] Volumen Final [Mm3] Año Meses Previsto Real

Desvio [%] Previsto Real Desvio [%]


XX

XX

DIC

5.13. DESVIACIÓN DE LA DESCARGA PREVISTA DE LOS EMBALSES DE REGULACION ESTACIONAL.

5.13.1. OBJETIVO

El objetivo del presente indicador el evaluar el grado de cumplimiento de la descarga de agua prevista por el COES-SINAC de los embalses de regulación estacional en el Programa de Operación Anual dado la importancia que tiene en permitir optimizar la asignación de los recursos del SEIN en el largo y mediano plazo a fin de lograr menores costos operativos.


El COES-SINAC reportará mensualmente este indicador. Esta información deberá remitirse por medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores de dicho indicador. Asimismo, deberá adjuntar en medio digital la información sustentatoria, tal como se detalla en el numeral 8.3 del presente procedimiento, que permita verificar cuantitativamente dichos cálculos.


100% xDesc

DescDescDesvío

p

pr

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

Donde:

%Desvío:Porcentaje de desvío entre el volumen previsto en la programación y el volumen real del embalse.

Descp:Volumen previsto del embalse en la fase de programación.

Descr:Volumen real alcanzado a la fecha prevista.



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5.13.4. PRESENTACIÓN EMBALSE XX EMBALSE YY

Descarga [Mm3] Descarga [Mm3] Año Meses Previsto Real

Desvio [%] Previsto Real Desvio [%]


XX

XX

DIC

Artículo 6º MARGENES DE DESVIACION

Los valores esperados de cada indicador dependen específicamente del comportamiento del sistema y sus características. Debido a este hecho se fijan los siguientes umbrales que de ser sobrepasados requerirán de manera automática una aclaración del COES-SINAC.

Indicador Solicitud de aclaración

5.1 Producción energética real vs. producción energética determinada en la planificación de largo plazo

Diferencias superiores al 15%

5.2 Costo marginal mensual previsto en el largo plazo vs. costo marginal promedio ejecutado para el mismo periodo


5.3 Volatilidad del costo marginal de la energía Informativo

5.4 Magnitud de la generación forzada y costo incurrido por razones locales

Informativo. Debe ser reducido al mínimo

5.5 Desvío entre costos marginales horarios sancionados y previstos


5.6 Evolución de valor agua Informativo

5.7 Desvío medio de la previsión de la demanda diaria


5.8 Indisponibilidad media de energía y potencia debido a problemas asociados a mantenimientos

Mayores a un equivalente de 100MW al mes.

5.9 Desvío de costos operativos por desvio del programa de mantenimiento previsto


5.10 Desvío de los costos de operación programados


5.11 Cumplimiento del programa de mantenimiento del programa anual

Informativo hasta evaluar su comportamiento

5.12 Desviación de la trayectoria prevista de los embalses de regulacion estacional


5.13 Desviación de la descarga prevista de los embalses de regulacion estacional




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Artículo 7º SANCIONES

Se sancionará al COES-SINAC en los casos siguientes:

Cuando no remita la información requerida dentro del plazo y forma establecida en este procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.

Cuando no consigne en la página WEB la información requerida dentro del plazo establecido en este procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.

Cuando se superen los márgenes de desviación establecidos en el numeral 6 y no se encuentre justificado técnicamente el motivo por el cual se transgredieron.

Cuando, la comparación que pueda efectuar el OSINERGMIN de los resultados de la simulación de la operación calculados por el COES-SINAC, obtenidos a partir del modelo de despacho utilizado, no sean conformes.

Cuando no informe los cambios en los modelos matemáticos y/o herramientas informáticas utilizadas.

Artículo 8º DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

8.1. INFORMACIÓN SOBRE LOS MODELOS QUE UTILIZA EL COES El COES-SINAC proporcionará al OSINERGMIN los modelos que utiliza para la programación de la operación, la información que debe de entregar contendrá como mínimo:

Formulación matemática del modelo.

Modelo computacional que implementa la formulación matemática, de modelos no comerciales.

Manual de usuario de la herramienta computacional

Especificaciones y características técnicas de los modelos computacionales, así como lista de proveedores para el caso de modelos comerciales.

En caso que el COES-SINAC modificara el modelo computacional, deberá informar y sustentar ante el OSINERGMIN, con tres meses de anticipación, tales modificaciones para su respectiva evaluación, debiendo alcanzar la información anteriormente indicada.

8.2. INFORMACIÓN ADICIONAL QUE PROPORCIONARÁ EL COES-SINAC El COES-SINAC proporcionará al OSINERGMIN la metodología, modelos y archivos con los cuales calcula las variables de entrada a los modelos que utiliza en la programación de la operación de mediano y corto plazo, como son:

Modelos de pronóstico de la demanda, tanto a nivel anual, mensual, semanal, diaria y/o horaria.

Modelos de pronóstico de los aportes naturales a las cuencas donde se encuentran ubicadas las centrales hidroeléctricas, tanto a nivel anual, mensual, semanal, diaria y/o horaria.



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En caso que el COES-SINAC modificara cualquiera de los modelos antes indicados, deberá informar y sustentar ante el OSINERGMIN, con seis meses de anticipación, tales modificaciones, y alcanzará la información indicada en el numeral 8.1 del presente procedimiento.

8.3. REPORTE DE INFORMACION SUSTENTATORIA La información que sustentan los cálculos de los indicadores que se hace referencia en el articulo 5° del presente procedimiento, serán enviadas en las formas, medios y plazos que establece la Norma “Formularios, Plazos y Medios para el Suministro de Información de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, aprobado por la Resolución OSINERG N° 235-2005-OS/CD y modificado por la Resolución OSINERG N° 025-2006-OS/CD.

8.4. SOBRE LA MODIFICACIÓN DE LOS FORMULARIOS PARA LA ENTREGA DE INFORMACIÓN

La DGT podrá establecer y/o adecuar los formularios para la entrega de información prevista en este procedimiento, previa coordinación con los administrados.

Artículo 9º DISPOSICIONES TRANSITORIAS

9.1. ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN DEL COES-SINACY REMISION DE INFORMACION El COES-SINAC tendrá un plazo no mayor a 30 días calendario contados a partir del día siguiente de su publicación del presente resolución en el diario oficial “El Peruano”, para adecuar su sistema de información a los requerimientos del presente procedimiento; así como, para iniciar con la remisión periódica de los indicadores señalados en el Artículo 5° y la remisión de información correspondiente a los modelos a que se hace referencia en los numerales 8.1 y 8.2 del Artículo 8° de este procedimiento.

070226-inf-0052- procedimiento supervisión de la ... · seguimiento de indicadores para la...

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