Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación

Informe Nº 0052-2007-GART
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA
224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Seguimiento de Indicadores para
la Supervisión de la
Planificación de la Operación
del SEIN
Lima, febrero de 2007
OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
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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SEIN
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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
Largo Plazo
Problema
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.
Consecuencia
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.
No hay evidencia de disponer
de un procedimiento donde se
establezcan
los
criterios,
herramientas y metodologías
que se deben aplicar en la
programación.
Mediano Plazo
Las herramientas informáticas
que utilizan a la fecha,
presentarían limitaciones en la
optimización de todos los
embalses y la red eléctrica del
SEIN
Corto Plazo
Calidad de información
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 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.
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.
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.
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.
Optimización de la Operación de
largo plazo (anual)
Determinístico
Optimización de la Operación de
corto plazo (semanal)
Optimización diaria
Optimización momentánea
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)
IMPORTANCIA
Estocástico
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:
Despacho económico de centrales
hidráulicas y térmicas
Distribución de cargas entre las
máquinas en funcionamiento
Funcionamiento eléctrico del conjunto
Flujo óptimo de carga
Regulación Primaria de Frecuencia
(RPF)
Control de tensiones
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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:
ƒ
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).
ƒ
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.
ƒ
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.
UM
Volumen almacenado
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 COESSINAC 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:
% Desviación = 100 *
Valor real − Valor previsto
Valor previsto
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.
Desviación Producción Programada vs Ejecutada
Programa Anual con actualización mensual
[% ]
80
2005
2006
60
40
20
0
-20
-40
-60
3
Hidro
Térmica
Total
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:
2006
2005
Meses
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
ENE
4
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
PROGRAMADO [GWh]
Hidro
Térmica
Total
1776
151
1926
1448
347
1795
1580
376
1956
1538
341
1878
1491
444
1935
1241
644
1885
1193
720
1913
1285
663
1948
1307
605
1912
1526
436
1962
1549
396
1946
1656
396
2052
1723
296
2020
996
334
1330
1680
370
2050
1691
314
2006
1582
479
2061
1392
596
1988
1366
661
2027
1390
673
2062
1367
693
2060
1574
579
2153
1549
637
2186
1709
506
2215
EJECUTADO [GWh]
Hidro
Térmica
Total
1662
235
1897
1555
194
1748
1677
253
1929
1572
316
1888
1356
603
1959
1243
615
1858
1265
613
1878
1251
688
1939
1213
695
1908
1468
521
1989
1361
610
1971
1478
559
2037
1716
326
2042
1626
260
1886
1859
245
2103
1761
210
1971
1550
511
2061
1349
646
1995
1343
706
2049
1356
736
2092
1351
710
2061
1489
665
2154
1582
556
2138
0
0
0
DIFERENCIA [%]
Hidro
Térmica Total
-6
56
-2
7
-44
-3
6
-33
-1
2
-7
1
-9
36
1
0
-5
-1
6
-15
-2
-3
4
0
-7
15
0
-4
19
1
-12
54
1
-11
41
-1
0
10
1
63
-22
42
11
-34
3
4
-33
-2
-2
7
0
-3
8
0
-2
7
1
-2
9
1
-1
3
0
-5
15
0
2
-13
-2
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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[% ]
Desvio de los CMg. Programado /Ejecutado Programa Anual
(actualización mensual)
350
2006
2005
300
250
200
150
100
50
0
-50
-100
DIC
NOV
OCT
SEP
AGO
JUL
JUN
ABR
Base
MAY
MAR
FEB
Media
ENE
DIC
NOV
SEP
OCT
AGO
JUL
JUN
ABR
MAY
FEB
MAR
Punta
ENE
-150
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]
Punta
Media
Base
Punta
Media
Base
ENE
4.61
4.61
0.39
3.34
2.49
1.36
FEB
9.56
9.56
4.35
3.00
2.59
1.14
MAR
10.21
10.21
4.39
4.84
3.26
1.45
ABR
10.46
10.46
4.41
4.65
3.36
1.54
MAY
13.33
12.18
4.63
9.49
9.27
8.70
JUN
6.89
6.88
6.88
9.03
7.54
6.47
JUL
7.82
7.30
7.30
5.73
4.86
3.92
AGO
8.46
8.16
8.00
10.45
9.65
8.08
SEP
9.56
9.56
3.25
8.66
8.46
8.50
OCT
2.90
2.90
2.59
10.01
9.41
8.24
NOV
3.18
3.18
2.66
9.87
10.42
9.15
DIC
8.74
2.89
2.72
7.70
7.87
6.92
ENE
3.07
2.78
2.76
3.87
3.47
1.65
FEB
3.07
3.07
2.84
5.93
4.76
1.30
MAR
7.99
3.00
2.70
3.85
3.04
0.61
ABR
10.72
3.24
3.24
7.58
4.43
1.04
MAY
10.20
2.85
2.73
13.10
11.63
9.19
JUN
10.15
3.55
2.85
10.25
9.20
7.37
JUL
10.01
6.29
3.55
11.03
9.66
7.13
AGO
9.68
9.51
7.89
11.83
11.78
8.19
SEP
9.68
9.55
8.52
16.51
15.93
12.74
OCT
8.02
2.37
2.37
10.50
7.85
4.29
NOV
8.73
2.93
2.29
6.06
4.83
1.82
DIC
2.29
1.82
1.81
2006
2005
Meses
DIFERENCIA [%]
Punta
Media
Base
-28
-46
252
-69
-73
-74
-53
-68
-67
-56
-68
-65
-29
-24
88
31
10
-6
-27
-33
-46
24
18
1
-9
-11
162
245
224
218
211
228
244
-12
172
154
26
25
-40
93
55
-54
-52
1
-77
-29
37
-68
28
309
237
1
159
159
10
54
101
22
24
4
71
67
50
31
231
81
-31
65
-20
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
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.
35
30
25
20
15
10
5
0
-5
-10
-15
[%]
Desvio Volumen: Ejecutado vs Previsto
(lago Junín)
1era Semana
1er Mes
Nov05
Dic05
Ene- Feb06
06
Mar06
Abr- May- Jun06
06
06
Jul06
Ago- Sep06
06
Oct06
Nov06
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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SEIN
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Informe Nº 0052-2007-GART
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
139,7
Media
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.
600
Diagrama de Duración de la Demanda y del Cmg
[MW]
Enero-2006
[S/. /MWh]
3500
3000
500
2500
400
2000
300
1500
200
1000
CMg
Demanda
100
0
500
0
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
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.
600
[S/. /MWh]
Demanda y su Cmg Asociado
Enero-2006
[MW]
3500
3000
500
2500
400
2000
300
1500
200
1000
CMg
Demanda
100
500
0
0
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
1200
Demanda y su Cmg Asociado Marzo-2006
[MW]
[S/./MWh]
1000
3600
1200
[MW]
[S/./MWh]
3600
3000 1000
3000
800
2400
800
2400
600
1800
600
1800
400
1200
400
1200
200
600
200
600
0
0
CMg
CmgOrd
Demanda
0
0
CMg
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
CmgOrd
Demanda
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Informe Nº 0052-2007-GART
Demanda y su Cmg Asociado Mayo-2006
Demanda y su Cmg Asociado Abril-2006
[MW]
[S/./MWh]
[MW]
[S/./MWh]
3600
1200
1000
3000
1000
3000
800
2400
800
2400
600
1800
600
1800
400
1200
400
1200
200
600
200
600
1200
0
0
CMg
CmgOrd
0
0
CMg
Demanda
Demanda y su Cmg Asociado Junio-2006
CmgOrd
Demanda
Demanda y su Cmg Asociado Julio-2006
[MW]
[S/./MWh]
3600
[MW]
[S/./MWh]
3600
1200
1000
3000
1000
3000
800
2400
800
2400
600
1800
600
1800
400
1200
400
1200
200
600
200
600
1200
0
0
CMg
CmgOrd
Demanda
0
3600
0
CMg
CmgOrd
Demanda
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.
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SEIN
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Informe Nº 0052-2007-GART
CMg Mensual, Potencias e Indisponibilidades Medias Mensuales
(Año 2006)
450
160
400
140
350
[MW]
300
100
250
80
200
US$/MWh
120
60
150
40
100
20
50
0
0
Ene
Feb
Mar
Abr
Indisp. en base a GN
Gen. en base a Diesel
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Gen. en base a Residual
Cmg Promedio US$/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.
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SEIN
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Informe Nº 0052-2007-GART
4
Demanda Ejecutada vs Programada (Programación Semanal: Año
2006 y comienzo 2007)
Energía GWh
Desviación [%]
540
3
520
2
500
1
0
480
-1
460
-2
440
-3
Sem ana
420
Desviación
Programado
3
52
49
46
43
40
37
34
31
28
25
22
19
16
13
10
7
4
1
-4
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.
40
Desviación Producción Prevista Programación Semanal
(Primera mitad 2006)
Desviación [%]
30
20
10
0
-10
-20
-30
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
Hidro
25
Sem ana
-40
Térmica
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SEIN
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Informe Nº 0052-2007-GART
20
Desviación Producción Prevista Programación Semanal
(Segunda mitad 2006 y comiezo 2007)
Desviación [%]
15
10
5
0
-5
-10
-15
-20
1
51
49
47
45
43
41
39
37
35
33
31
29
27
Hidro
3
Sem ana
-25
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
120
Costos Ejecutados vs Programados (Programación Semanal: Año 2006
y comienzo 2007 )
Millones soles
Desviación [%]
30
100
25
80
60
20
40
20
15
0
10
-20
-40
5
-60
Programado
0
3
49
46
43
40
37
34
31
28
25
22
19
16
13
10
7
4
1
Desviación
52
Semana
-80
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.
10
Desviación de Demanda y de Costo Total (Programación Semanal:
Año 2006 y comienzo 2007)
Costo [%]
Dem anda [%]
8
80
6
60
4
40
2
20
0
0
-2
-20
-4
-40
-6
-60
-8
Sem ana
-80
-100
Costo
3
52
49
46
43
40
37
34
31
28
25
22
19
16
13
10
7
4
1
-10
5
100
Demanda
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
Anexo: “Procedimiento para
Supervisar la Gestión en la
Planificación de la Operación
del SEIN”
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
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
ƒ
Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley Nº 28832.
ƒ
Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.
ƒ
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.
ƒ
Procedimiento Técnico del COES-SINAC PR-N° 32, aprobado por Resolución Ministerial
N° 516-2005-MEM/DM.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
ƒ
Informe Nº 0052-2007-GART
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
DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZO
5.1.1.
ENERGÉTICA
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:
% Desvio = 100 *
Valor real − Valor previsto
Valor previsto
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.
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5.1.4.
Informe Nº 0052-2007-GART
PRESENTACIÓN
PRODUCCION PREVISTO [GWh]
PRODUCCION REAL [GWh]
DESVIO [%]
Año Meses HIDRAULICA TERMICA IMPOR. HIDRAULICA TERMICA IMPORT. HIDRAULICA TERMICA IMPORT.
ENE
FEB
MAR
ABR
XXXX
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
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).
5.2.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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 COESSINAC 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:
% Desvío = 100 * (
CMR − CMMP
)
CMMP
Donde:
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Informe Nº 0052-2007-GART
%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.
XXXX
Año
Meses
PRESENTACIÓN
PROGRAMADO [ctv US$/KWh]
Punta
Media
Base
EJECUTADO [ctv US$/KWh]
Punta
Media
Base
DIFERENCIA [%]
Punta
Media
Base
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
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.
5.3.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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:
⎡H
⎤
(
,
)
c
i
j
∑
⎢ ∑ c(i, j ) ⎥
j =1
j =1
⎥
−⎢
⎢ H
⎥
H
⎢
⎥
⎣
⎦
H
2
2
⎡ P(i + 1, j ) ⎤
c(i, j ) = log ⎢
⎥
⎣ P (i, j ) ⎦
σ=
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Informe Nº 0052-2007-GART
H
PrL =
H
∑ P(i, j ) ⋅ E (i, j )
j =1
PrNL =
H
∑ E (i, j )
j =1
∑ P(i, j ) ⋅ E (i, j )
j =1
H
∑ E (i, j )
j =1
∀ i ∈ Día laborable
∀ i ∈ Día No laborable
Donde:
c(i, j ) : Variación en el Costo Marginal en el día i y en la hora j
P (i, j ) : Costos Marginales en el día i y en la hora j (ctvs. US$/kWh) de la barra de Santa
Rosa.
E (i, j ) : Enegía en el día i y en la hora j (ctvs. US$/kWh)
PrL ; PrNL : 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.
XXXX
Año
PRESENTACIÓN
Meses
DIAS LABORABLES [GWh]
PROMEDIO
DESVIACION
DIAS NO LABORABLES [GWh]
PROMEDIO
DESVIACION
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
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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Informe Nº 0052-2007-GART
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.
5.4.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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.
EnergíaFor zada. = ∑ Potencia.x.tiempo
5.4.4.
Mes
PRESENTACIÓN
Tipo
XXXX
AREA 1
XXXX
Mes
ENERGIA FORZADA MENSUAL POR AREAS (MWh)
AREA 2
AREA 3
AREA 4
…..
AREA “n”
Evitar Arranque/Parada
Tensión
Seguridad
Requerimiento propio
Otros
Tipo
COSTO TOTAL DE LA GENERACIÓN FORZADA POR AREA (US$ )
AREA 1
AREA 2
AREA 3
AREA 4
…..
AREA “n”
Evitar Arranque/Parada
Tensión
Seguridad
Requerimiento propio
Otros
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Informe Nº 0052-2007-GART
5.5. DESVÍO ENTRE
PREVISTOS
5.5.1.
COSTOS
MARGINALES
HORARIOS
SANCIONADOS
Y
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.
5.5.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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:
Desvío = CMg − CMg PR
⎛ Desvío ⎞
⎟⎟
% Desvío = 100 * ⎜⎜
CMg
PR ⎠
⎝
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.
PRESENTACIÓN
Mes
Días
ENERO
XXXX
5.5.4.
1
2
3
4
COSTO MARGINAL (ctv US$/KWh)
Previsto Semanal Previsto Diario
Real
DESVIO [%]
Semanal/Real Diario/Real
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Informe Nº 0052-2007-GART
5
6
7
8
9
.
.
31
5.6. EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES
5.6.1.
OBJETIVO
El objetivo de este indicador es observar la evolución del Valor del Agua, entre los dias
sucesivos, de los embalses estacionales optimizables que es utilizado por el COES-SINAC
en la Programación Diaria y/o Redespachos.
5.6.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
El COES-SINAC reportará horariamente este indicador evolutivo; asimismo, cada día deberá
presentar la evolución del indicador para dicho plazo. Esta información deberá remitirse por
medio escrito y correo electrónico mediante un informe en donde se consignen los valores
de dicho indicador. Asimismo, deberá indicar el sustento de cálculo de dicho valor (salida del
modelo).
5.6.3.
Hora
LUNES XXXX-XXXX
Día
PRESENTACIÓN
Valor del Agua (ctv US$/KWh)
Central XX
Central YY
…
Potencia (MW)
Central XX
Central YY
…
Costo Marginal
(ctv US$/KWh)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
.
.
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).
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5.7.2.
Informe Nº 0052-2007-GART
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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:
⎛ Dr − Dp ⎞
⎟⎟ x100
% Desvío = ⎜⎜
⎝ Dp ⎠
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 COESSINAC. Este comité realizará el pronóstico de la demanda de corto plazo a nivel de barras
de carga.
5.7.4.
PRESENTACIÓN
ENERO 2007
Mes
Días
Demanda (MWh)
Previsto Semanal Previsto Diario
Real
DESVIO [%]
Semanal/Real Diario/Real
1
2
3
4
5
.
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.
5.8.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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
EI X = ∑ Potencia Indisponible X ⋅ Horas Indisponibilidad X
PI X =
EI X
T
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
ENERO XXXX
Mes
ENERO XXXX
Mes
Horizonte
Energía Indisponible por fuente de energía (GWh)
Hidráulica
Carbón
Gas Natural
Diesel
Residual
Previsto Anual
Previsto Mensual
Previsto Semanal
Previsto Diario
Ejecutado
Horizonte
Potencia media Indisponible por fuente de energía (MW)
Hidráulica
Carbón
Gas Natural
Diesel
Residual
Previsto Anual
Previsto Mensual
Previsto Semanal
Previsto Diario
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).
5.9.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
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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
⎛ Cmp − Cme ⎞
% Desvío = ⎜
⎟ x100
Cme
⎝
⎠
Donde:
%Desvío:Porcentaje de desvío entre el costo previsto en la programación
resultante con el programa de mantenimiento ejecutado.
y el costo
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
Mes
ENERO
Horizonte de programación
Costo de operación (Dolares)
Con Mantenimiento
Con Mantenimiento
Previsto
Ejecutado
DESVIO [%]
Previsto/ Ejecutado
Programación Largo Plazo
Programación Semanal
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.
5.10.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
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5.10.3.
FORMULACIÓN
⎛ Cr − Cp ⎞
⎟⎟ x100
% Desvío = ⎜⎜
⎝ Cp ⎠
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
Mes
ENERO
Días
XXXX
Año
COSTO OPERACION (US$)
Previsto Semanal
Previsto Diario
Real
DESVIO [%]
Semanal/Real
Diario/Real
1
2
3
4
5
6
7
8
9
.
31
Meses
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
COSTO OPERACION (US$)
Previsto Anual
Real
DESVIO [%]
Previsto Anual / Real
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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5.11.2.
Informe Nº 0052-2007-GART
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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.
5.11.3.
FORMULACIÓN
ICAnual S =
Totalidad de mantenimientos programados ejecutados dentro de la semana prevista
Totalidad de mantenimientos programados en el Programa Anual
ICAnual M =
Totalidad de mantenimientos programdos ejecutados dentro del mes previsto
Totalidad de mantenimientos programados en el Programa Anual
ICAnual A =
Totalidad de mantenimientos programados ejecutados dentro del año
Totalidad de mantenimientos programados en el Programa Anual
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.
5.12.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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.
5.12.3.
FORMULACIÓN
⎛ Vol r − Vol p
% Desvío = ⎜
⎜ Vol
p
⎝
⎞
⎟ x100
⎟
⎠
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
XXXX
Año
Meses
EMBALSE XX
Volumen Final [Mm3]
Previsto
Real
Desvio [%]
EMBALSE YY
Volumen Final [Mm3]
Desvio [%]
Previsto
Real
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
5.13. DESVIACIÓN DE LA DESCARGA
REGULACION ESTACIONAL.
5.13.1.
PREVISTA
DE
LOS
EMBALSES
DE
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.
5.13.2.
REPORTE DE CUMPLIMIENTO
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.
5.13.3.
FORMULACIÓN
⎛ Descr − Desc p
% Desvío = ⎜
⎜
Desc p
⎝
⎞
⎟ x100
⎟
⎠
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
XXXX
Año
Meses
EMBALSE XX
Descarga [Mm3]
Previsto
Real
Desvio [%]
EMBALSE YY
Descarga [Mm3]
Desvio [%]
Previsto
Real
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
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
Diferencias superiores al 15%
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
Diferencias superiores al 5%
5.6
Evolución de valor agua
Informativo
5.7
Desvío medio de la previsión de la demanda
diaria
Diferencias superiores al 5%
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
Diferencias superiores al 5%
5.10 Desvío de los
programados
costos
de
operación
Diferencias superiores al 5%
5.11 Cumplimiento del programa de mantenimiento
del programa anual
Informativo
hasta
comportamiento
5.12 Desviación de la trayectoria prevista de los
embalses de regulacion estacional
Diferencias superiores al 5%
5.13 Desviación de la descarga prevista de los
embalses de regulacion estacional
Diferencias superiores al 5%
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
evaluar
su
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Artículo 7º SANCIONES
Se sancionará al COES-SINAC en los casos siguientes:
ƒ
Cuando no remita la información requerida dentro del plazo y forma establecida en este
procedimiento o se presente de manera incompleta o falsa.
ƒ
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.
ƒ
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.
ƒ
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.
ƒ
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:
ƒ
Formulación matemática del modelo.
ƒ
Modelo computacional que implementa la formulación matemática, de modelos no
comerciales.
ƒ
Manual de usuario de la herramienta computacional
ƒ
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:
ƒ
Modelos de pronóstico de la demanda, tanto a nivel anual, mensual, semanal, diaria
y/o horaria.
ƒ
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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OSINERGMIN
Informe Nº 0052-2007-GART
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.
Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del
SEIN
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