importancia del coes en el sector eléctrico

IMPORTANCIA DEL COES EN EL
SECTOR ELÉCTRICO: PRINCIPALES
LOGROS A LOS 10 AÑOS DE SU
CREACIÓN
Ing. Jaime Guerra Montes de Oca
Director de Operaciones del COESCOES-SINAC.
Lima, 20 de Agosto de 2003.
Contenido
El Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN).
n Estructura del Sector.
n El Comité de Operación Económica del
Sistema (COES).
n Principales Funciones del COES.
n Principales Logros a 10 años de su
Creación.
n Comentarios Finales.
n
1
SISTEMA
ELÉCTRICO
INTERCONECTADO
NACIONAL
ZORRITOS
Colombia
Ecuador
LORETO
TUMBES
TALARA
SULLAN
APIURA
PIURA OESTE
MOYOBAMBA
CHACHAPOYAS
CH CARHUAQUERO
CHICLAYO OESTE
TARAPOTO
BELLAVIST
A
CAJAMARCA
Brasil
GUADALUPE
TOCACH
E
TRUJILLO NORTE
Atiende 70 % de la población
del Perú en 21 Departamentos
PUCALLPA
AUCAYACU
AGUAYTIA
CH CAÑON
DEL PATO
TINGO MARIA
CHIMBOTE
HUARAZ
VIZCARRA
PARAMONGA
CH
CAHUA
HUANUCO
PARAGSHA
CH
YAUPI
CH YUNCAN
CARHUAMAYO
MALPASO
OROYA
ZAPALLAL
CALLAHUANCA
PACHACHACA
VENTANILLA
HUAYUCACHI
HUINCO
CHAVARRIA
SANTA ROSA
CH MANTARO
POMACOCHA
SAN JUAN
LIMA
HUANCAVELICA
HUACHO
EXISTENTE
220 kV
138 kV
PROYECTO
MACHUPICCHU
CACHIMAYO
CUSCO
QUENCORO
AYACUCHO
INDEPENDENCI
A
ABANCAY
COMBAPATA
SAN GABAN
ICA
COTARUSE
TINTAYA
AYAVIRI
AZANGAR
O
MARCONA
SAN NICOLAS
30-69 kV
JULIACA
PUNO
CHARCANI IV CHARCANI V
CHARCANI VI
CHILINA
SOCABAYA
BOTIFLACA
MOQUEGU
TOQUEPALA
A
REF.
ARICOTA1
ILO
ARICOTA2
CERRO VERDE
TV ILO
2
ILO
1
TOMASIRI
TACNA
B
o
l
i
v
i
a
3
EL SISTEMA ELÉCTRICO
INTERCONECTADO NACIONAL
(SEIN)
n
Potencia efectiva total: 4 400 MW
(60% en centrales hidroeléctricas).
n
Producción año 2002: 19 658 GWh
(6.5 % de incr. anual; 88% en centrales
hidroeléctricas).
Máxima Demanda
Año 2001: 2 792 MW.
Año 2002: 2 908 MW. (4.2 % incr.)
n Líneas en 220 kV : 7 077 km.
n
2
Marco Legal
Nov.1992: Ley de Concesiones Eléctricas
(LCE) - Reestructuración del Sector.
n Feb.1993: Reglamento de la LCE.
n Normas
Técnicas emitidas por el
Ministerio de Energía y Minas (Calidad
de los Servicios Eléctricos
- 1997,
Operación en Tiempo Real - 1999).
n Procedimientos del COES.
COES.
n
Motivos de la Restructuración del
Sector Eléctrico
Situacion precaria del sector en 1990.
n Necesidad de nuevas inversiones.
n Crisis de los mecanismos de financiamiento
tradicionales/crisis económica del país.
n Experiencias de restructuración en otros
paises (Chile, Reino Unido, Argentina)
n
3
Estructura del Sector Eléctrico
NORMATIVIDAD
PLAN REFERENCIAL
CONCESIONES
TRANSFERENCIAS AL SECTOR
PRIVADO
FISCALIZACION
MEM
OSINERG
N
N
INDECOPI
R
F
C
PROINV.
D
L
T
R
N=Normatividad
C=Concesiones
F=Fiscalización
R=Regulación
D=Defensa del consumidor
L=Libre Competencia
T=Transferencias
r=Reclamos
F
r
D
r
EMPRESAS
USUARIOS
COES
MEM : MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
OSINERG: ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA (incluye CTE)
INDECOPI: INSITUTO DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Y LA PROPIEDAD INTELECTUAL
PROINV.: PRO INVERSION
COES: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA
Tipos de Transacciones
Calcula Transferencias
Empresas de
Generación
COES
L
CLIENTES--L
CLIENTES
Coordinación
Coordinación
Co
or
din
ac
ión
Empresas
de
Transmisión
)
(R
ón
isi
sm
an
Tr
e
sd
aje
Pe
R
L
L
R
CLIENTES--R
CLIENTES
Empresas de
Distribución
4
EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA
DEL SISTEMA (COES)
n
n
El COES es un organismo técnico creado por
Ley y está integrado por las empresas de
generación y transmisión de un Sistema
Interconectado.
Su finalidad es coordinar la operación del
Sistema Interconectado al mínimo costo,
garantizando la seguridad del abastecimiento
de energía eléctrica y el mejor aprovechaaprovecha miento de los recursos energéticos, con
independencia de la propiedad de las
instalaciones y de los compromisos
comerciales particulares.
particulares .
HITOS INSTITUCIONALES DEL COES
•Primer Directorio:
07.06.1993
•Acta de Constitución:
17.08.1993
•Operación en tiempo real del sistema 16.05.1996
•Interconexión Nacional (SICN+SIS):
08.10.2000
•Conformación del COES-SINAC:
14.03.2001
(Decreto Supremo N°011-2001-EM)
•Sistema SCADA del COES:
19.10.2001
5
COES
ASAMBLEA DE
INTEGRANTES
DIRECTORIO
DIRECCION DE
OPERACIONES
OFICINA DE
INFORMATICA
DIVISION DE
ESTUDIOS
COMITES DE
TRABAJO
OFICINA DE
ADMINISTRACION
DIVISION DE
PROGRAMACION Y
COORDINACION
DIVISION DE
EVALUACION
DIVISION DE
TRANSFERENCIAS
EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES
Empresas de Generación (15) :
-
CAHUA (Emp. Gen. Eléctrica Cahua S.A.)
-
ENERGIA PACASMAYO (Energía Pacasmayo S.R.L.)
-
EDEGEL (EDEGEL S.A.A.)
-
EEPSA (Emp. Eléctrica de Piura S.A.)
-
EGASA (Emp. Gen. Eléctrica de Arequipa S.A.)
-
EGEMSA (Emp. Gen.Eléctrica de Machupicchu S.A.)
-
EGESUR (Emp. Gen.Eléctrica del Sur S.A.)
-
EGENOR (Duke Energy International Egenor S.A.A.)
-
ELECTROANDES (ELECTROANDES S.A.)
ELECTROPERU (Emp. Electricidad del Perú S.A.)
-
ENERSUR (Energía del Sur S.A.)
-
ETEVENSA (Emp. Gen. Termoeléctrica Ventanilla S.A.)
SAN GABAN (Emp. Gen.Eléctrica San Gabán S.A.)
SHOUGESA (Shougang Generación Eléctrica S.A.A.)
TERMOSELVA (Termoselva S.R.L.)
12
6
EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES
Empresas de Transmisión (5):
- ETESELVA
(Eteselva S.R.L.)
- TRANSMANTARO
(Consorcio TransMantaro S.A.)
- REDESUR (Red Eléctrica del Sur S.A.)
- REP
(Red de Energía del Perú S.A.)
- ISA PERU
(Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.)
13
PRINCIPALES FUNCIONES DEL
COES
n
Programación de la operación del
sistema interconectado y coordinación
de la operación en tiempo real.
n
Evaluación de la operación del sistema,
considerando el Programa de Operación.
n
Registro de información histórica sobre
la operación del Sistema Interconectado.
7
Funciones del COES (cont.)
n
n
n
Valorización de las Transferencias de Energía
y Potencia.
Elaboración de los Estudios para la Fijación
de Tarifas en Barras, para su propuesta a
OSINERG y otros estudios sobre la operación
de sistemas eléctricos de potencia.
Otras funciones referidas a la operación en
tiempo real y calidad del servicio,
establecidas por Normas Técnicas emitidas
por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).
Procedimientos del COES
n
Los Procedimientos del COES norman en
mayor detalle el ejercicio de las funciones
establecidas por Ley
Ley..
n
Los Procedimientos concordados en el COES
son aprobados por el MEM, de acuerdo al D.S.
004--99
004
99--EM (marzo
(marzo 1999).
n
El cumplimiento de la Ley
Ley,, Reglamento
Reglamento,,
Normas Técnicas y Procedimientos del COES
es fiscalizado por el OSINERG.
OSINERG .
8
Programación de la Operación
n
n
n
Busca optimizar la utilización de los recursos
energéticos disponibles para atender la demanda
de electricidad al mínimo costo, cumpliendo con
requerimientos de seguridad y calidad.
Considera distintos horizontes temporales:
temporales: Largo
Plazo,, para períodos mayores a un año; Mediano
Plazo
Plazo,, para períodos anuales y mensuales; y
Plazo
Corto Plazo para períodos semanales y diarios, así
como la reprogramación en tiempo real.
Supone la coordinación y aprobación de
programas de mantenimiento.
mantenimiento .
Programación de la Operación (Cont.)
n
n
n
Considera costos variables
y restricciones
operativas de generadores termoeléctricos, así
como las características y restricciones propias de
sistemas hidroeléctricos y de la red eléctrica.
Requiere la proyección de la demanda y del
aporte de centrales hidroeléctricas de pasada.
(carácter aleatorio).
Supone la aplicación de modelos matemáticos y
herramientas computacionales avanzadas.
9
Operación del Sistema
Interconectado - Etapas
PROGRAMACION
EVALUACION
OPERACION
Operación del Sistema
Interconectado - Objetivos
CALIDAD
SEGURIDAD
VALORES ACEPTABLES DE
TENSIÓN Y FRECUENCIA DE LA
ENERGIA SUMINISTRADA.
REDUCIDA PROBABILIDAD DE
INTERRUPCIONES DEL SERVICIO
ELÉCTRICO.
ECONOMÍA
COSTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA.
10
Coordinación de la Operación en
Tiempo Real
DESPACHO DE GENERACIÓN PARA EL DIA DE MAXIMA DEMANDA
AÑO 2002
3100.00
2900.00
2700.00
2500.00
2300.00
2100.00
1900.00
1700.00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
9:00
10:00
8:00
7:00
6:00
5:00
4:00
3:00
2:00
1500.00
1:00
n
0:00
n
Despacho de las centrales y coordinación de
maniobras según la Programación Diaria, dando
prioridad a la seguridad del SEIN. Ante cambios
significativos en las condiciones del sistema,
emite nueva Programación Diaria.
El Centro de Control del COES recibe información
en tiempo real de 20 empresas integrantes, (mas
de 4000 señales) en base a lo cual supervisa y
controla las variables principales (frecuencia,
tensiones, flujos) y toma decisiones ante
contingencias relevantes.
A cargo del COES del 16.05.1996 al 04.04.2000; y
del 17.09.2001 a la fecha.
MW
n
Horas
HIDRO
TV CARBON TG GAS NATURAL TV RESIDUAL DIESEL TG DIESEL
11
BALANCE OFERTA-DEMANDA
2003-2007 (%)
5200
4600
51.7%
47.5%
MW
40.8%
43.4%
51.3%
4000
3400
2800
2200
1600
1000
2003
2004
2005
AÑOS
OFERTA
2006
2007
DEMANDA
COSTO VARIABLE DE LAS CENTRALES TERMO ELECTRICAS EN
FUNCION DE LA POTENCIA TERMICA DESPACHADA
200
190
CV (US$/MWh)
180
T.BARRA (US$/MWh)
170
160
150
140
130
110
100
569 MW
60 US$/MWh
90
80
70
60
50
40
TARIFA EN BARRA ( 28 US$/MWh )
30
20
10
1772.3
1730.6
1697.1
1608.6
1532.9
1433.6
1309.0
997.0
972.7
843.1
801.3
772.9
732.0
691.4
618.5
565.6
525.4
321.3
0
23.2
US$/MWh
120
Potencia Centrales Térmicas (MW)
12
Evolución de los Costos Marginales 1993-2003
80
COSTO
MARGINAL
70
COSTO MARGINAL MEDIA
MÓVIL 12 MESES
60
TARIFA EN
BARRA
$./MWh
50
40
30
20
10
.
0
MESES
Evaluación Operativa
n
n
n
n
n
Informes operativos.
Análisis de perturbaciones y asignación de
responsabilidades.
Incorporación de instalaciones al SEIN.
Revisión de sistemas de protección y sus
calibraciones.
Estadísticas operativas.
13
Transferencias de Energia
n
n
n
Son el resultado de la operación económica. La
energía que entrega cada generador depende
del COES, pero la energía que retira depende de
sus clientes.
Se determinan mensualmente, considerando
mediciones (actualmente 368 entregas y retiros)
en períodos de 15 minutos, y se valorizan al
Costo Marginal correspondiente.
Adicionalmente, se reconocen compensaciones
por operación a mínima carga, regulación
primaria de frecuencia y regulación de tensión.
(Servicios complementarios).
Transferencias de Potencia
n
n
n
Proceso de asignación de la remuneración por
capacidad de generación a las centrales del
SEIN.
Se determinan mensualmente, en base a la
facturación por potencia de las empresas
generadoras y los retiros de sus clientes para la
condición de máxima demanda del mes.
Se consideran además las potencias efectivas y
costos variables de las centrales, así como la
estadística de indisponibilidad correspondiente
para obtener la potencia remunerable mediante
una simulación (Flujo de Potencia Optimo).
14
PRINCIPALES LOGROS A 10 AÑOS
n
n
n
El COES ha consolidado su rol como organismo
técnico, responsable de la operación del SEIN,
cuya importancia es fundamental para el
funcionamiento del sector eléctrico del Perú.
Desde 1993 el Sistema Eléctrico Interconectado
ha operado en forma continua, con oferta de
energía a nivel de generación suficiente para
cubrir la demanda.
Importante participación en la interconexión
nacional (SICN(SICN-SIS) y en las actividades
preparatorias de la interconexión internacional
(con Ecuador, Colombia y Venezuela).
Principales Logros a 10 Años (cont.)
n
n
El COES ha constituido una plataforma
informática y de comunicaciones adecuada para
soportar los complejos procesos requeridos para
el cumplimiento de sus funciones. (Sistema de
Información, SCADA), publicando datos y
estadísticas de la operación del sistema en su
página web.
Ha efectuado 20 estudios tarifarios y se vienen
ejecutando diversos estudios orientados a mejorar
la seguridad y la confiabilidad del SEIN utilizando
parámetros debidamente validados.
15
Principales Logros a 10 Años (cont.)
n
n
n
Ha contribuido en la formación de especialistas
nacionales en la operación de sistemas eléctricos
interconectados.
Ha elaborado los Procedimientos del COES y
diversas propuestas para el perfeccionamiento de
marco normativo del sector.
Se ha adaptado eficazmente a las exigencias de
la evolución del sistema y a importantes cambios
normativos, sin deteriorar el cumplimiento de sus
funciones.
PERSPECTIVAS
n
n
n
n
Ampliación de funcionalidad del Centro de Control
del COES con sistemas avanzados para la
simulación y optimización.
Perfeccionamiento y/o adquisición de modelos y
demás herramientas computacionales para la
programación y análisis de la operación.
Coordinación de la operación del sistema
interconectado de la región andina (CAN),
conjuntamente con los organismos similares de
los demás países.
Desarrollo de estudios y capacitación de sus
especialistas.
16
Gracias.
17