Despacho economico COES

CONTENIDO I. Int ntro rodu ducc cció ión n II. Evolución de la Industria Eléctrica Eléctrica en el el Perú Perú III. El COE COES S IV. Programa Programación ción d e la Operación Operación del Sistema V. De Despac spacho ho Económico Económico José Fonseca Palacios Unidad de Generación del SEIN Gerencia de Fiscalización Eléctrica

Enero 2013

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CONTENIDO

INTRODUCCION

I. Int ntro rodu ducc cció ión n

El ser humano en su desarrollo ha encontrado el camino para aprovechar l a energía, y cada vez más, el uso y m anejo significativo de la energía resultaron en los más grandes cambios de la historia; es por ello que, el establecer un uso adecuado de la misma asegura el desarrollo sostenible de una Nación.

II. Evolución de la Industria Eléctrica Eléctrica en el Perú Perú III.. El COE III COES S IV. Programación de la Operación Operación del Sistema V. De Despa spacho cho Económico Económico

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CONTENIDO

Evolució n de la Industria Eléctrica en el Perú Perú En los inicios la industria fue en su mayoría desarrollada desarrollada por privados sobre todo en Lima:

I. Int ntro rodu ducc cció ión n

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II. Evolución de la Industria Eléctrica Eléctrica en el Perú Perú

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III.. El COE III COES S

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IV. Programación de la Operación Operación del Sistema

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V. De Despa spacho cho Económico Económico

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Fábricas se abastecen con su propi a generación en Lima (reactivación de industri a nacional luego de la Guerra del Pacífico 1879 - 1883 1883)) 1884: 188 4: “Peruvian Electric Constr uction and Supply Company” (alumbrado eléctrico de la c iudad de Lima por 20 años, inic io 1886) 1900: “ Empresa Eléctrica Santa Rosa” (central 1900: a vapor Santa Rosa de 450 kW) 1898: 189 8: “ Compañía Ferrocarril Ferrocarril Urbano de Lima”. 1901:: “ Compañía Eléctrica 1901 Eléctrica del Callao”. 1902:: Planta Térmica de Limatambo para el 1902 Tranvía Eléctrico a Chorrill os. 1906: Formación de “Empresas Eléctricas Asoc iadas” . Central Térmica Santa Rosa (1899) –Publicaci ón “Tejedores de Luz” –REP

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Evolución de la Industr ia Eléctrica en el Perú

Evolució n de la Industria Eléctrica en el Perú

Empresas Eléctrica Asociadas (Lima):

Empresas Eléctrica Asociadas (Lima):

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1922: Gran expansión, EE.EE.AA. empresa pri vada de capitales extranjeros: Estrecha colaboración con la Motor Col umbus S.A., Baden, la Brown Boveri Company, Baden Suiza y a partir de 1926 con la Compañía Sudamericana de Electricidad - Sudelectra -en Zurich (aporte suizo). 1927: Central Térmica de Santa Rosa fue ampli ada con dos tur bo grupos a vapor, cada uno de 5000 kW. 1933: Se acepta el proyecto del Ing. Pablo Boner (centrales en la cuenca Rímac – Santa Eulalia). 1938: CH. Callahuanca (3 x 12.2 MW) . 1951: CH. Moyopampa (primer grupo, 21 MW). 1957: CH. Huinco (inicio de construcci ón y tunel trasandino, inaugur ada en 1965). 1960: CH. Huampani (2 x 15 MW).

Montaje de un segmento de la tubería a presión de Huinco (1965) – Publicación “ Tejedores de Luz” –REP

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Empresas Eléctricas en otras zonas del Perú:

Empresas Eléctricas en otras zonas del Perú:

1898, Arequipa: “ Empresa de Luz Eléctrica de Arequipa”, en 1905 se transforma en la Sociedad Eléctrica de Arequipa “SEAL”, se construyeron las Centrales Charcani I, II, III y IV, aprovechando las aguas del Río Chili.

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• Central Hidroeléctrica Charcani (1902) –Publicación “ Tejedores de Luz” –REP

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1923, Pasco: “ Cerro de Pasco Cooper Corporation” , empresa de capitales extranjeros, desarrollo centrales para la actividad minera, formó un a división dedicada a generación eléctrica, con la c onstrucción de las CHs. Oroya, Pachachaca, Malpaso y Yaupi sumando 1956 una potencia total de 65 MW. 1924, Cusco: CH. Hercca de 400 kW creada por Tejidos Marangani, abastecia a la ciudad de Sicuani, luego en 1963 la CH. Machupicchu inic ialmente con 40 MW.

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En la zona norte , la g eneración se basó en pequeñas centrales a Diesel, formandos e pequeños sistemas aislados en los departamentos de Tumbes, Piura, Lambayeque, La Libertad, Ancash, Cajamarca, Amazonas y San Martín. 1943: Corporación Peruana del Santa, que a partir de la década de 1950 iniciaría la electrificación de los departamentos de Ancash (Chimbote y Huaraz) y La Libertad (Trujillo). 1958, Ancash: CH. Cañón del Pato, impulsada por el proyecto siderurgi co de Chimbote, entrando la línea de transmisión en 138 kV Huallanca –Chimb ote, la cual fue recableada utilizando por primera vez un helicóptero para el tendido d e líneas en 1963, siendo expandida el siguiente año hasta Trujillo, tramo Chimbo te – Trujillo. 1961: Corporación de Energía Eléctrica del Mantaro (CORMAN) empresa pública para desarrollar y explotar el potencial hidroeléctrico del río Mantaro

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Inicios del sistema interconectado: 1970: 1930 MW a nivel nacion al, con 8 sist emas eléctricos .

Inicios del sistema interconectado: •

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El ingreso en servicio del gran proyecto Mantaro, que fue concebido y financiado como un sol o paquete en su primera etapa (central y anillo de interconexión) debido a que su demanda no sería regional sino nacional y, por lo t anto, entregaría su oferta energética a la capital y a otras ciudades y centros industriales, significó el inicio del desarrollo de un gran sistema nacional. 1973: se concluye la Central Santiago Antúnez de Mayolo (SAM) cuya primera etapa entro en operación en dicho año y su segunda etapa entro en operación en el año 1979 con un total de 798 MW de potencia ins talada.

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Estatización de la industria eléctrica:

Reforma del Sector Eléctrico: •

1972: Gobierno de las Fuerzas Armadas, estatizó la industria eléctrica, las Empresas Eléctricas Asociadas se con stituyeron en ELECTROLIMA; asimismo , se creó la Empresa de Electricidad del Perú (ELECTROPERU), la cual s e encargaría de la gestión empresarial. De esta manera, ELECTROPERU llegó a ser propietario de las diferentes activos de generación, transmisión y distri bución, encargándose de la provisión del servicio y la planificación de las inversiones. En las décadas del 70 y del 80 el sector energético en el Perú fue el principal

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impulsor de la inversión pública. En los 80, se puso en evidencia que ELECTROPERU atravesaba por una grave crisis financiera y económica, ya que las tarifas que regían en la mayoría de localidades del país, con algunas excepcion es, se habían mantenido congeladas durante 10 años.

•

En el inicio de la década del 90, la actividad eléctrica en el Perú mostraba un importante deterioro como consecuencia de la escasa inversión en infraestructura, las tarifas no cubrían los costos de producción, se limitaba también las inversiones en mantenimiento y había una sistemática destrucción d e la infraestructura por parte del terrorismo. 1992: Ley N°25844 Ley de Concesiones Eléctricas, implicaba la reestructuración del sector eléctrico nacional y la creación de un marco regulatorio moderno que cubriera las diferentes actividades del sector; establecía un sis tema tarifario, contemplaba la concesión al sector privado, la operación de los servicios y la supervisión de estos operadores privados.

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Reforma del Sector Eléctrico:


Los princip ales elementos de la Ley de Concesiones Eléctricas incluyen: -

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Eliminación del monopolio estatal en el sector eléctrico. La separación de las actividades de generación, transmisión y distribució n de electricidad. Este patrón de reform a estaba integrada por las empresas estatales como Electrolima y Electroperú. Se constituye un operador de sistema y administrador de mercado, el cual es actualmente el Comité Operación Económica del Sistema (COES). Restringe que la misma empresa brindará simultáneamente la generación, transmisión y distribución de energía, excepto en los casos específicos identificados en la Ley. Promueve la competencia en la generación eléctrica a través de una estructura tarifaria basada en costos marginales. Regulación de las tarifas en transmisión y distribución, y Promueve la eficiencia de las empresas favoreciendo aquellas con los costos variables bajos.

Las empresas verticalmente integradas se dividieron en empresas de generación, transmisión y distribución. • Generación: empresas compiten en mercado de electricidad. • Transmisión: monopolio regulado, se reconocen costos de inversión, sin participar del mercado de energía. • Distribución: monopolio natural que atiende a clientes tanto libres como regulados, y cobra el consum o de la energía a una tarifa regulada, sin embargo en ella se reconocen los cost os de la distribu ción mediante el VAD (valor agregado de distribución), de una empresa de distribución eficiente.

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Asimi smo, l os act uales par tici pantes s egún su s comp etenci as son mo strado s en el siguiente diagrama.

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20062: Ley N° 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Efic iente de la Generación Eléctrica, se modificó una serie de dispositivos establecidos en la anterior Ley de Concesiones Eléctricas. En el caso de la transmisión eléctrica, la norma anterior había dejado muchos cabos sueltos y no tocaba de manera específica esta actividad, lo que provocó que el crecimiento del sector eléctri co observado en la década de 1990 y comienzos de la siguiente, cojeara sobremanera en cuanto a la promoci ón de la actividad transmisora. Dicha situación no permitió que se planificara ordenadamente las inversiones en este sector, lo que trajo como con secuencia problemas de congestión del sistema, cuellos de botella y poca expansión de las líneas. Las empresas distribuidor as que no puedan cubrir toda su demanda mediante negociaciones bilaterales con las generadoras, podrán licit ar la demanda no cubierta. Se sientan las bases para la reestructuración del COES, cuyo directorio será conformado por representantes tanto de generadores como transmi sores, así como por los representantes de las distribuidoras y grandes clientes libres. Se da un nuevo esquema a la regulación de la transmisión.

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Los grandes usuarios libres podrán participar en el mercado spot de corto plazo.

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Evolució n de la Industria Eléctrica en el Perú Contexto actual

Contexto actual

POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN DICIEMBRE 2011

25 empresas de generación cuyas unidades se encuentran en operación comercial.

Térmico 52%

67 centrales de generación despachadas por el coordinador de la operación del sistema interconectado. 181 unidades de generación en operación comercial. Ejecución de la operación a través del despacho centralizado, coordinado por el Comité de Operación Económica del Sistema – COES.

Hidráulico 48%

Generación

MW

Hidráulico Térmico

3109 3306 6415

Total

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POTENCIAEFECTIVAPOR TIPO DE FUENTE DICIEMBRE 2011

Fuente Biomasa Bagaso de caña Carbón Gas Natural (norte - selva) Combustibles líquidos Gas Natural de Camisea Hidro Total

MW 3 20 141 306 605 2231 3109 6416

POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE TECNOLOGÍA TÉRMICA Motora gas 1% Diesel 5%

Turbo gas 68%

Turbo Vapor 11%

Ciclo Combinado 15%

Biomasa 0.1% Hidro 48.5%

Bagaso de caña Carbón 0.3% 2.2% Gas Natural (norte - selva) 4.8% Combustibles líquidos 9.4%

23 156 368 508 2251 3306

Total

1.0%

SOC.MIN.CORONA 0.3% AIPSA 0.3% SANTACRUZ 0.2%

SDF ENERGÍA 0.5%

SINERSA 0.2% GEPSA EMPRESA 0.1% EDEGEL ENERSUR ELECTROPERU EGENOR KALLPA GENERACION S.A. EDEGEL EGASA 22.9% SN POWER CELEPSA CHINANGO TERMOSELVA EEPSA SANGABAN EGEMSA SHOUGESA ENERSUR EGESUR 15.8% SDFENERGÍA AGROINDUSTRIAL PARAMONGA SOC.MIN.CORONA SANTACRUZ SINERSA GEPSA ELECTROPERU AGUASY ENERGIAPERU 15.3% MAJAENERGÍA PETRAMASS.A.C. ELECTRICASANTAROSA MAJA ENERGÍA 0.0%

SN POWER 4.2%

MW

Motor a gas Diesel Turbo Vapor Ciclo Combinado Turbo gas

EEPSA 2.1% TERMOSELVA 2.7% CHINANGO 3.0% CELEPSA 3.4%

Gas Natural de Camisea 34.8%

Tecnología

POTENCIA EFECTIVA POR EMPRESAS EGESUR SAN GABAN EGEMSA 1.4% SHOUGESA 0.9% 1.9%

EGASA 5.0%

KALLPA 8.8% EGENOR 10.1%

Total

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Evolución de la Industr ia Eléctrica en el Perú GWh Evolución de la Producción y Máxima Demanda del SEIN 4000 4764 4961 4578 4714 3500 4199 4180 4744 4452 4586 3000 4384 3966 4088 4350 3589 2500 2000 1500 1000 500 0

MW 5175 4800 4425 4050 3675 3300 2925 2550 2175 1800

7 8 8 8 8 8 8 9 9 9 9 9 9 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 2 7 7 7 7 7 0 0 0 1 1 0 - 0 - 0 - 1 - 1 - 1 - 0 - 0 - 0 - 0 - v - 0 - 0 - 0 - 0 - v - 0 - 0 - 0 - 0 - v - 1 - 1 - 1 - 1 - v - 1 - 1 - 1 - 1 - v e r y l p o e r y l p o e r y l p o e r y l p o e r y l p o e u e u e u e u e u e n a a j n a a j n a a j n a a j n a a j n e m m s n e m m s n e m m s n e m m s n e m m s n e

Pro du cc ói n

Má xima De ma nd a

Al04 deenero

MW 1474 1011 964 635 578 317 271 217 194 175 131 121 89 63 58 29 20 20 14 10 10 6 3 3 2 6416

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CONTENIDO I. Introducción II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú III. El COES IV. Programación d e la Operación del Sistema V. Despacho Económico

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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Contexto actual

COES: Comité de Operación Económica del Sistema Integrantes obligatorios:

El COES es un organismo privado de carácter técnico, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público, que está formado p or l os I nt eg ra nt es ( em pr es as d e g en er ac ió n, t ra ns mi si ón , d is tr ib uc ió n y u su ar io s l ib re s) , d el S is te ma I nt er co ne ct ad o Eléctrico Nacional, conforme establece el artículo 12° de la Ley

Generadores cuya potencia instalada sea mayor o igual a 50

Los Transmisores que operen sistemas de t ra ns mi si ón q ue p er te ne zc an a l S is te ma G ar an ti za do d e Transmisióno al Sistema Principal de Transmisión, conun nivel de tensión no menor de 138 kV y cuya longitud total de líneas de transmisión no seamenor de 50 kilómetros.

Lo s Di st ri bu id or es cu ya máxi ma d eman da c oi nc ide nt e a nu al d e s us s is te ma s d e d is tr ib uc ió n i n te rc on ec ta do s a l SEIN, sea mayor o igual a 50MW.

MW.

No. 28832. Su finalidades la coordinaciónde la operaciónde corto,mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la s eg uri da d d el s iste ma y e l mej or ap ro ve ch ami en to de l os r ec ur so s e ne rg ét ic os , l a p la ni fi ca ci ón d el d es ar ro ll o d e l a transmisión del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo.

L os Usu ar io s L ibr es cuya máxi ma enel SEINsea mayor o igual a 10MW.

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COES: Comité de Operación Económica del Sistema

d em an da con tr ata da

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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Órganos de Gobierno del COES:

Participación:

1.

Los Agentes que sean Integrantes Registrados de acuerdo con su condición, para efectos de la votación en la Asamblea, se agrupan en uno de los siguientes cuatro (4) Subcomités: El subcomité de Generación, El subcomité de Transmisión, El subcomité de Distribución y El Subcomité de Usuarios Libres.

Conforman la Asamblea del COES los Integrantes, los mismos q ue s e a gr up an e n c ua tr o ( 04 ) S ub co mi té s. 2.

El Di rect or io: E l D ir ec to ri o e st á c om pu es to p or c in co ( 05 ) m ie mb ro s, d e los cuales 04 son los representantes de cada Subcomité, y el Pr es ide nte de l Di re ct ori o e s e le gid o p or l a Asa mb le a. El período delDirectorio es de cinco (5)años.

Cada Subcomité elegirá anualmente a un representante titular y u no s up le nt e, m ed ia nt e e l v ot o c on fo rm e d e l a m it ad m ás unode losIntegrantesde cada Subcomité.

3.

Los representantes de los Subcomités ejercerán la r ep re se nt ac ió n d e é st os a nt e l a A sa mb le a ú ni ca me nt e e n l os a sp ec to s o pe ra ti vo s y s ob re a qu el lo s p ar a l os c ua le s cuenten conla aprobación previade su respectivo Subcomité.

La DirecciónEjecutiva, formada porla Direcciónde Operaciones y por la Dirección de Planificación de Transmisión: L a D ir ec ci ón E je cu ti va e s e l p ri nc ip al ó rg an o d e g er en ci a y administración, siendo el Director Ejecutivo el que representa al COES ante todo tipo de autoridades y es el responsable por su buena marcha operativa y administrativa.

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La A samb lea :

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COES: Comité de Operación Económica del Sistema Funciones y Competencias de Interés Público: a)

Elaborar la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio;

b)

Elaborar los procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por OSINERGMIN;

c)

A se gu ra r e l a cc es o o po rt un o y a de cu ad o d e l os i nt er es ad os a l a i nf or ma ci ón s ob re l a o pe ra ci ón d el S EI N, l a p la ni fi ca ci ón d el sistema de transmisión y la administración del Mercado de Corto Plazo;

d)

A se gu ra r c on di ci on es d e c om pe te nc ia e n e l M er ca do d e C or to Plazo; y,

e)

P ro cu ra r l as m ej or as t ec no ló gi ca s q ue a se gu re n e l e fi ci en te cumplimiento de sus funciones. Asimismo, los Subcomités de Generadores y Transmisores son responsables de presentar a OSINERGMIN los estudios técnicoseconómicos de la propuestade losprecios en barra.

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CONTENIDO

Funciones y Competencias Administrativas: a)

Desarrollar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo, asícomo disponer y supervisar su ejecución;

I. Introducción

b)

Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generación y transmisión;

II. Evolución de la Industria Eléctrica en el Perú

c)

Coordinar laoperación entiempo realdel SEIN;

d)

Administrar elMercado deCorto Plazo;

III. El COES

d)

Coordinar la operación de los enlaces internacionales y administrar las TIE (transferencias internacionales de energía;

IV. Programación d e la Operación del Sistema

e)

Calcular loscostos marginales de corto plazo delsistema eléctrico;

i)

A si gn ar r es po ns ab il id ad es e n c as o d e t ra sg re si on es a l a N TC SE así comocalcular las compensaciones que correspondan;

V. Despacho Económico

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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico

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El C OES e s l a má xi ma au tor id ad o pe rat iva de l Si ste ma El éc tr ico Interconectado Nacional (SEIN). Coordina la operación en tiempo real con los generadores, transmisores y distribuidores, para mantener las condiciones de voltaje, frecuencia y confiabilidad, dentro de los niveles q ue e st ab le ci do s e n l os P ro ce di mi en to s T éc ni co s d e d es pa ch o y operación, tanto en condiciones normales, como de alerta, emergencia y recuperación que se produjeren.

PROGRAMACION

Funciones como coordinador del sistema:

E la bo ra ci ón d el P ro gr am a d e O pe ra ci ón d el S is te ma ( De sp ac ho y Mantenimiento) para el largo, Mediano y Corto Plazo. Controlar el cumplimientode losprogramas de operación y ordenar a los integrantes acatar las medidas correctivas dispuestas.

EVALUACION

OPERACION

Coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones y ordenar a los integrantes acatar las medidas correctivas necesarias

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PROGRAMACION Programa de Despacho y Mantenimientos, con criterios de economía, calidad y seguridad.

EVALUACION Evaluación del despacho y mantenimiento ejecutado, analizando los eventos que se presenten.

OPERACION Ejecución del Programa de Operación, acciones correctivas consideran la seguridad del suministro.

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CALIDAD

ECONOMÍA

P er f il es a ce pt ab le s d e Tensión y Frecuenciade la energíasuministrada.

Minimizar los Costos de operación.

SEGURIDAD El sistema es resistente a disturbio s imprevis tos.

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Bus ca o pt imi za r l a u ti li zac ió n de l os r ecu rso s en er gét ic os disponibles para atender la demanda de electricidad al mínimo costo, cumpliendo con requerimientos de seguridad y calidad. Esto supone la aplicación de modelos matemáticos y herramientas computacionales avanzadas.

Planeamiento del Sistema

Operación del Sistema

Confiabilidad del Suministro

Considera distintos horizontes temporales: Mediano Plazo, para p er ío do s a nu al es y m en su al es ; y C or to P la zo p ar a p er ío do s semanales y diarios, así como la reprogramación en tiempo real. Est o su po ne l a co or di nac ió n y a pr ob ac ión de pr og ra mas de mantenimiento. Requiere proyección de la demanda y del aporte de centrales hidroeléctricas de pasada. (carácter aleatorio).

Colección de Datos

Monitoreo del Sistema

Interrelación del Planeamiento, la Operación, el Monitoreo y Colección de Datos en el Sistema, en la Confiabilidad (Visto por los usuarios).

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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico La planificación óptima de la operación es un problema complejo dado: la gran cantidad de variables - dimensiones, las restricciones técnicas (operativas, seguridad, calidad, etc.), la conformación del sistema e incertidumbres. El grado de complejidad del problema a resolver depende en gran medida de las características y conformación del parque de generación. Sistemas termoeléctricos puros, hidroeléctricos puros e hidrotérmicos, siendo estos últimos los más comunes. A esta clasificación básica se le debe agregar la consideración de la red de transmisión que hace aún más complejo el problema. En muchos problemas de operación óptima económica no puede ser resuelto en un solo paso por dos razones: a) Desde el punto de vista matemático, y para obtener la solución en un solo paso se necesitaría de un modelo que no es posible resolver computacionalmente con los computadores normales. b) Desde el punto de vista del horizonte de estudi o, es necesario contar con resultados en relación con distintas necesidades y horizontes de tiempo, ya que a medida que se ejecuta la operación, las variables utilizadas en el corto plazo van reduciendo su incertidumbre, y las de largo plazo pueden sufrir cambios sustanciales a causa por ejemplo de eventos no previstos, o fuera de las mejores estimaciones realizadas.

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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Horizontes: De muy largo plazo (dos o más años) : Planificación del crecimiento del sistema de generación y transporte, precios de energía y diseño de tarifas. De largo plazo (un año): Estrategia de movimiento de agua en los embalses, mantenimiento preventivo mayor del parque de generación, establecer parámetros de referencia para el mediano y corto plazo, etc. De mediano plazo (entre un mes y un año): Definición de parámetros de operación (cota de embalses, valor del agua). De corto plazo (semanal -diario): Definir el predespacho y el despacho de las unidades de generación, sujetas a restricciones técnicas, seguridad y otros usos del agua, con resolución media horaria. Se optimiza enforma conjunta el despacho semanal y el diario considerando la semana como horizonte. De muy corto plazo horario y de minutos: Definir el despacho de activo y de reactivo, considerando predefinido el despacho de activo de las unidades hidroeléctricas, incluyen reprogramas de la operación debido a causas no previstas como salidas de unidades, incremento de demanda, variación importante de la hidrología prevista, etc. On line (de segundos): Control Automático de Generación para el seguimiento de la demanda, acciones para la superación de eventos que afecten la seguridad del sistema, etc.

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Largo plazo: Política La evaluación en un horizonte de largo plazo, es un instrumento de la política energética que permite construir una trayectoria coherente del Sistema Energético desde la situación actual hacia un estado futuro deseado.

Programa de Operación de Mediano Plazo (Anual)

Programa de Operación de Corto Plazo (Semanal)

Programaciónde centraleshidráulicas. Políticas de manejo de reservorios de regulación diaria y/u horaria. Programación de centrales Térmicas.

Programa de Operación de Corto Plazo (Diaria)

Actualización del Programa Semanal para cada día. Mayor aproximación en la Proyección de Demanda

Operación de Tiempo Real y Reprogramas

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Programa de obras de nuevas centrales. Políticas de manejo de embalses de regulación anual. Mantenimiento mayor de las centrales. Programación de centrales por energía. Mantenimiento de redes de transmisión.

Actualización del programa ante varia ciones de demanda, de los caudales y/o indisponibilidades imprevistas. Balancede Generación – Demanda.

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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Coordinación entre los horizontes de largo y corto plazo: Valor del Agua

Coordinación entre los horizontes de largo y corto plazo: El largo plazo define en el caso de sistemas hidrotérmicos, asociados a embalses anuales o multianuales que pueden regularse, la operación óptima, estableciendo una política de desembalse apropiada para minimizar los costos de operación; en ese sentido, establece 2

Valor Económico del Agua de los embalses con capacidad de regulación superior al paso en que se divide el periodo de optimización, permite utilizar dicho Valor de Agua realizar una optimización conjunta con el parque térmico, como si las centrales hidroeléctricas fuesen térmicas. Costo

parámetros que sirven como medio de coordinación entre el largo y corto plazo:

Costo total

Cantidad de agua a disposición : Es un parámetro tradicional, que indica el volumen de agua a desembalsar del embalse o embalses regulables de horizonte anual, en etapas mensuales, y/o semanales para el mes de estudio; es decir, la cantidad apropiada de agua a utilizar en la programación de corto plazo (para la semana o el mes). Valor del agua: Es un parámetro que da la señal económica de las implicancias económicas futuras esperadas en los costos de operación, considerando una decisión óptima del desembalse actual. Al tener un embalse de regulación la capacidad de regular su volumen, este volumen representa una energía asociada, la cual puede ser trasladada de un periodo a otro, con lo que tiene un costo de oportunidad al desplazar la sustituir energía de origen térmico.

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Costo futuro de operación

Valor del Agua Costo presente de operación Descarga Curva de costos futuro y presente asociados a la operación de centrales hidráulicas controlables.

[(CT(Pg i, k).Pgi + CVA(l,k). V(l,k) + CD(k)]) CT(Pgi) CVA(l, k) CD(k) ΔV(l,k)

Mínimo

: Costo operación de la unid ad térmica i para la potencia Pgi en el periodo k. : Costo Valo r del Agua en el embalse l para la decisión ΔV(l,k). : Costo de déficit en el periodo k. : Volumen desembalsado del embals e l en el periodo k.

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Programación de la Operación del Sistema Eléctrico Efecto de la incertidumbre del recurso hidráulico Tipo de Año

Resultado

Decisión Húmedo

Ok

Seco

Déficit

Húmedo

Vertimiento

Seco

Ok

Erogación intensiva

Reservorio

Erogación moderada

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Despacho economico COES

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