29 de octubre de 2014 Reglas del Mercado y Procedimientos de Operación del Sistema en Perú Jaime R. Mendoza Gacon Gerente de Generación y Transmisión Eléctrica OSINERGMIN - PERÚ XII Curso de Regulación Energética: Eficacia de los Instrumentos Regulatorios para la Sostenibilidad Económica, Energética y Ambiental
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29 de octubre de 2014
Reglas del Mercado y Procedimientos de Operación del Sistema en Perú
Jaime R. Mendoza GaconGerente de Generación y Transmisión Eléctrica
OSINERGMIN - PERÚ
XII Curso de Regulación Energética:Eficacia de los Instrumentos Regulatorios para la Sostenibilidad Económica,
Generación Libre Regulado (± 10% Pr. Licitaciones)
Transmisión Regulado Regulado
Distribución Regulado ReguladoAño 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
PRECIOS DE GENERACIÓN Y LICITACIONES DE LARGO PLAZO
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– 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.
MARCO REGULATORIO
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PRECIO DE POTENCIA
CT = Anualidad CIT + Anualidad CIC + CFOyM
Donde:
CT = Costo Total Anual de la Unidad de PuntaAnualidad CIT = Anualidad del Costo de Inversión de la Planta Térmica
para una tasa de 12% y 30 años de vida útilAnualidad CIC = Anualidad del Costo de Inversión de la Conexión
Eléctrica para una tasa de 12% y 20 años de vida útilCFOyM = Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento
Este precio determinado administrativamente está siendo reemplazado por elprecio de mercado adjudicado en los contratos resultantes de Licitaciones.
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• Ecuación de Equilibrio:
• Ingresos Marginales de Energía + Ingresos Marginales de Potencia = Anualidad del Costo de Inversión + Costo de Operación y Mantenimiento.
OyMCinvICMgPICMgE a
Sin embargo, se requiere cumplir con
una condición necesaria
Que el Sistemasiempre se encuentre en
el OPTIMO
CRITERIO DEL SISTEMA MARGINALISTA
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Ayer HoyTransición
COMPETENCIAEN EL MERCADO COMPETENCIA
POR EL MERCADOPrecios a Firme producto de la Licitación
Se reduce riesgo y discrecionalidad para el
Generador
Licitación de Contratos de Abastecimiento
Propiciar ingreso de
nuevos inversionistas
REFORMA DEL AÑO 2006
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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 Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a
Contratar Objetivo
Largo Plazo
Entre 5 y 20 años
Anticipada de al menos 3 años Hasta 100% Servir de
herramienta de promoción de inversionesHasta 5 años Anticipada de al
menos 3 años Hasta 25%
Corto Plazo
Lo define OSINERGMIN
Anticipada de menos de 3 años Hasta 10%
Capturar señal de precios de corto
plazo
TIPOS DE LICITACIONES
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• 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.
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (1 de 2)
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• Producto
Plazo Contractual
Potencia Fija
Potencia Variable (≤20%)
tiempo
tiempo
Máxima Demanda
Potencia Facturada
Energía Asociada
Obligación mensual
La Potencia Facturada nopuede exceder de la Potencia Fija más laPotencia Variable contratada
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (2 de 2)
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Año Licitación Potencia Requerida (MW) Precio Medio Energía
Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo(2009-2010)
Promedio = 11,40 ctm S/./kWh (equivalente aprox. a 40 US$/MWh)
Proyecto Hidroeléctrico
P. Máximo = 12,81
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (2 de 5)
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RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (3 de 5)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
may
-07
nov-
07
may
-08
nov-
08
may
-09
nov-
09
may
-10
nov-
10
may
-11
nov-
11
may
-12
nov-
12
may
-13
nov-
13
may
-14
nov-
14
may
-15
nov-
15
may
-16
nov-
16
may
-17
nov-
17
may
-18
nov-
18
may
-19
nov-
19
may
-20
nov-
20
may
-21
nov-
21
may
-22
nov-
22
may
-23
nov-
23
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24
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-27
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27
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-28
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28
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-29
nov-
29
may
-30
nov-
30
Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)
Potencia Contratada por Licitaciones
Potencia Demandada
DECRETO DE URGENCIA
LEY N°28832
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RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (4 de 5)
38%
64%77%
84%
61% 56%50%
83%
62%
36%23%
16%
39% 44% 50%
17%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Licitado No Licitado
30
RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (5 de 5)
Proyecto Tecnología Inicio de operación MW
Inversiones Estimadas(MM US$)
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
Total 1 691 2 111
Fuente: MINEM
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EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS Y SU COMPARACIÓN (1 de 2)
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EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS Y SU COMPARACIÓN
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COMPOSICIÓN DE LOS PRECIOS
Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE
Tarifa Promedio = 14,8 US cents/kWh
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SISTEMA DE INFORMACIÓN
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Tercera Parte
SUBASTAS DE ENERGÍAS RENOVABLES
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 HÍDRICO
3737
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.
POTENCIAL SOLAR
3838
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.
POTENCIAL EÓLICO
Existe posibilidad de instalar campos geotermales en regiones:
Región I: Cajamarca, La LibertadRegión II: Callejón de HuaylasRegión III: ChurínRegión IV: Zona CentralRegión V : Cadena Volcánica SurRegión VI : Puno, Cusco
El mayor potencial se encuentra en la Zona Sur del país, sobre todo en los departamentos de Puno y Cusco.
POTENCIAL GEOTÉRMICO
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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.
POTENCIAL BIOMASA
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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.
CRITERIOS Y ALCANCES DE LA SUBASTA RER
• 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.
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA
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• El COES es una entidad privada, sin fines de lucro. Estáconformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores,Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y susdecisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.
• Su finalidad es la de coordinar la operación de corto, mediano ylargo plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional(SEIN) al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema,el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, asícomo planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN yadministrar el Mercado de Corto Plazo.
EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)
Pre - Operativo Operativo(Programación) (Tiempo Real)
Post - Operativo(Evaluación)
Transacciones Económicas
Operación del Sistema
Administración del Mercado
PROCESOS DE OPERACIÓN Y ADMINISTRACIÓN
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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
cons
ider
ando
Obj
etiv
os
CP: Corto PlazoMP: Mediano PlazoLP: Largo Plazo
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (1 de 5)
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Programación de la Operación de Corto Plazo
Programación de la Operación de Corto Plazo
Programa Semanal de Operación
Programa Diario de Operación
Programación de la Operación de Mediano Plazo
Programación de la Operación de Mediano Plazo
Programación de Mantenimiento
Programación de MantenimientoPrograma Anual de
Mantenimiento
Programa de Mantenimiento Mayor
Programa de Mantenimiento Mensual
Programa de Mantenimiento Semanal
Programa de Mantenimiento Diario
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (2 de 5)
55
Programación de Mantenimiento
Programación de Mantenimiento
Realizar el análisis eléctrico para los PMA,
PMMA, PMM
Coordinar el Programa de Mantenimiento Anual
(PMA)
Coordinar el Programa de Mantenimiento Mensual
Determinar el déficit de generación
Coordinar el Programa de Mantenimiento Mayor
(PMMA)
Realizar el análisis eléctrico diario
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (3 de 5)
56
Programación de la Operación de Mediano Plazo
(horizonte 12 meses)
Programación de la Operación de Mediano Plazo
(horizonte 12 meses)
Determinar los volúmenes de descarga de los
embalses
Realizar el análisis energético de Mediano
Plazo SDDP
Calcular el consumo de Combustible en el SEIN
Determinar la reserva fría del SEIN
Determinar el déficit de demanda
Determinar los Costos Marginales
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (4 de 5)
57
Realizar el análisis energético semanal y
diario (NCP)
Calcular el consumo de Combustible en el SEIN
Coordinar la disponibilidad de combustibles
Programación de la Operación de Corto Plazo
Programación de la Operación de Corto Plazo
Determinar la reserva fría del SEIN
PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (5 de 5)
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Coordinar la Operación en Tiempo Real del SEIN
Elaborar Reprogramas de la Operación y Análisis Eléctrico
Obj
etiv
os
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (1 de 4)
59
Coordinación de la Operación en Tiempo Real
del SEIN
Coordinación de la Operación en Tiempo Real
del SEIN
Dirigir las maniobras de desconexión y conexión de
equipos
Coordinar, supervisar y controlar la ejecución de la operación en tiempo real
del Sistema siguiendo el Programa de Operación Diario o su reprogramación
Dirigir el restablecimiento del Sistema luego de
producida una perturbación
Controlar la calidad y seguridad del SEIN
Supervisar en tiempo real las variables eléctricas y el
estado operativo del Sistema
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (2 de 4)
60
Realizar el reprograma de la operación cuando
corresponda
Registrar los mantenimientos
ejecutados
Registrar las variables hidráulicas de las centrales
hidroeléctricas
Reprogramación de la Operación
Reprogramación de la Operación
Realizar el análisis eléctrico del reprograma
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (3 de 4)
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Información deTiempo Real
PSS/ODMS
• Análisis Topológico• Estimador de Estado• Flujo de Carga• Análisis de Contingencia
Entrada
Salida
Caso Base
Información delModelo de la Red
Caso de Tiempo RealResuelto
SCADA/EMS(PSS/ODMS) en el Centro de Control (CCO)
OPERACIÓN – TIEMPO REAL (4 de 4)
62
Evaluación Post-Operativa
Analizar Eventos
Obj
etiv
os
Supervisar la Operación Segura
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (1 de 5)
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Proceso Post Operativo
Evaluación de la Operación
Análisis de Eventos y Asignación de
Responsabilidad por la NTCSE
Seguridad Operativa y Mejora Continua
Análisis de Información para las Transferencias
Identificación de Responsables de las Transgresiones a la
NTCSE y Recomendaciones de Mejora
Identificación de eventos que ponen en riesgo la Operación y gestionar la implementación de mejoras en el Sistema Eléctrico
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (2 de 5)
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Evaluación de la Operación del SEIN
Evaluación de la Operación del SEIN
Determinar Costos Marginales Idealizados (DU-049-2008), y factores de pérdidas horarios en barras de transferencias
Calificar el modo de operaciónde las unidades de generación (mínima Carga, inflexibilidades
operativas, operación por tensión, etc.)
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
Determinar las causas de desviaciones importantes de la
producción de energía
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (3 de 5)
65
Análisis de Eventos y Asignación de Responsabilidad por la NTCSEAnálisis de Eventos y Asignación de Responsabilidad por la NTCSE
Identificar a los responsables de la
transgresión
Analizar eventos que transgreden la
NTCSE
Asignar responsabilidades
Recomendar mejoras en el SEIN
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (4 de 5)
66
Seguridad Operativa y Mejora Continua
Seguridad Operativa y Mejora Continua
Habilitar a los operadores del COES para minimizar el riesgo operativo atribuible a factores
humanos
Analizar el desempeño de la operación para corregir
potenciales riesgos atribuibles a condiciones operativas
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
POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (5 de 5)
67
68
69
Quinta Parte
PROCESO DE INTEGRACIÓN
Comunidad de países unidosvoluntariamente 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.
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COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (1 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).
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COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (2 de 3)
Decisión 536
Decisión 720
Decisión 757
Diciembre de 2002 (*)
Noviembre de 2009
Agosto de 2011
(*) La Decisión 536 se encuentra suspendida hasta el 31 de agosto de 2016 (Decisión 789)
Marco General –Lineamientos para el intercambio intracomunitario de electricidad
• 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
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COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (3 de 3)
• En el seno de la CAN se realizaron los acuerdos para estructurar un proceso de integración eléctrica regionalandina 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 .
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Principales aspectos regulatorios planteados en los estudioselaborados en el marco del SINEA:
1. Mercado spot regional2. Despacho y redespacho3. Contratos financieros4. Rentas de congestión5. Derechos Financieros Transmisión6. Compensación por tránsito7. Institucionalidad regional8. Subsidios y aranceles.
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ARMONIZACIÓN REGULATORIA
Interconexión Colombia-Ecuador
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.
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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.
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Interconexión Ecuador – Perú(500-1000 MVA)
250-450 MMUS$78
(500-1000 MVA)
Interconexión Perú-Chile
(130 MVA)
700 MMUS$ 50 MMUS$
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VISIÓN PARA PERÚ DE LA INTERCONEXIÓN REGIONAL
80
www.osinergmin.gob.pe
Muchas Gracias
Jaime R. Mendoza GaconGerente de Generación y Transmisión Eléctrica