Reglas del Mercado y Procedimientos de Operación del ...

29 de octubre de 2014

Reglas del Mercado y Procedimientos de Operación del Sistema en Perú

Jaime R. Mendoza GaconGerente de Generación y Transmisión Eléctrica

OSINERGMIN - PERÚ

XII Curso de Regulación Energética:Eficacia de los Instrumentos Regulatorios para la Sostenibilidad Económica,

Energética y Ambiental

2

Primera Parte

EL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO

3

EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO

NACIONAL

• Potencia Efectiva Total : 7 813 MWCC.HH. 41%; CC.TT. 58%Otros: 1%

• Producción 39 669 GWhCC.HH. 53%; CC.TT. 46%Otros: 1%

• Máxima Demanda 5 575 MW

• Líneas de Transmisión 500 kV: ~ 1 510 km220 kV: ~ 10 287 km138 kV: ~ 4 736 km

Fuente: COES (2014) Estadística de Operación 2013

4

AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (1 de 3)

Agentes N° Integrantes

Generadores 38

Transmisores 08

Distribuidores 10

Usuarios Libres 38

Total 94

Fuente:COES (2013) Memoria Anual 2012

5

Mercado de Corto Plazo (Spot)(Costo Marginal, no hay contratos

las compras y ventas son “multilaterales”)

Mercado de ContratosMayoristas

(Precio de Contratos bilaterales)

Mercado de ContratosMinoristas

(Precio de Contratos bilaterales)

Gran Cliente Libre

Distribuidor

Pequeño Cliente Libre

Usuario Regulado

MWh

S/.

MWh

S/.

COES MWh

S/.

Generador

S/.

S/.

MWh

MWh

MWh

S/.

S/.


6

Empresas deGeneración

Empresas deDistribución

Empresasde

Transmisión

COES

Calcula Transferencias

CLIENTES-L

CLIENTES-R

L

LL

R

R


7

Sistema de Precios del Marco Regulatorio

USUARIOS REGULADOS Y CLIENTES LIBRES

Sistema de Precios del Marco Regulatorio

Precios Usuarios Libres(1) Usuarios Servicio Público(2)

Generación Libre Regulado (± 10% Pr. Licitaciones)

Transmisión Regulado Regulado

Distribución Regulado ReguladoAño 2013:(1) 278 clientes libres (obligatorio > 2500 kW y opcional > 200 kW); 44% del consumo de energía; 31% de la facturación(2) 6,1 millones de clientes regulados; 56% del consumo de energía; 69% de la facturación

CRECIMIENTO DEL CONSUMO DE ELECTRICIDAD

8

9

BALANCE OFERTA - DEMANDA

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016PRenovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 154 296 314 404Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 1 123 1 123 1 395 1 895Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140 140 140Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 188 3 744 3 744 3 744Hidráulico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 3 098 3 109 3 140 3 171 3 364 3 768 4 841Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 37% 41% 37% 46%Demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 294 4 596 4 961 5 291 5 575 5 955 6 618 7 257

55% 57% 52% 48%38% 34% 33% 30% 23%

36%39%

28% 29% 37% 41% 37%46%

2 6542 793 2 900

2 965 3 143 3 335 3 6193 970 4 198 4 294 4 596

4 9615 291

5 5755 955

6 618

7 257

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

MW

TOTAL A DICIEMBRE 2013: 7813,1

OFERTA POR TECNOLOGÍA

10

11

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Fuente:OSINERGMIN (2014) Boletín Anual 2013 – Operación del Sector Eléctrico

12

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA

Fuente: OSINERGMIN (2014) Boletín Anual 2013 – Operación del Sector Eléctrico

13

COSTOS DE GENERACIÓN (1 de 3)

Fuente: Elaboración propia

14



15



16

MERCADO LIBRE

17

Segunda Parte

PRECIOS DE GENERACIÓN Y LICITACIONES DE LARGO PLAZO

18

– Están reguladas las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio.

– Precio de Potencia: Costo de la unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico. Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca).o Costos Fijos de la Unidad de Punta.

– Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos marginales esperados de energía del sistema, correspondiente a un despacho óptimo para un horizonte de 36 meses.o Costo Marginal Esperado.

MARCO REGULATORIO

19

PRECIO DE POTENCIA

CT = Anualidad CIT + Anualidad CIC + CFOyM

Donde:

CT = Costo Total Anual de la Unidad de PuntaAnualidad CIT = Anualidad del Costo de Inversión de la Planta Térmica

para una tasa de 12% y 30 años de vida útilAnualidad CIC = Anualidad del Costo de Inversión de la Conexión

Eléctrica para una tasa de 12% y 20 años de vida útilCFOyM = Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento

Precio de Potencia = 55,7 US$/kW-año = 4,41 US$/kW-mes = 7,6 US$/MWh (energizado)

20

PRECIO DE ENERGÍA

Remunera los costos variables de

las centrales de generación

eléctrica (los que dependen de la cantidad que se

produzca)

OPTIMIZACION DEL DESPACHO DE CENTRALES

DE GENERACION

(MODELO PERSEO)

PRECIO BASICO DE ENERGIA

OFERTA DEMANDA

Este precio determinado administrativamente está siendo reemplazado por elprecio de mercado adjudicado en los contratos resultantes de Licitaciones.

21

• Ecuación de Equilibrio:

• Ingresos Marginales de Energía + Ingresos Marginales de Potencia = Anualidad del Costo de Inversión + Costo de Operación y Mantenimiento.

OyMCinvICMgPICMgE a

Sin embargo, se requiere cumplir con

una condición necesaria

Que el Sistemasiempre se encuentre en

el OPTIMO

CRITERIO DEL SISTEMA MARGINALISTA

22

Ayer HoyTransición

COMPETENCIAEN EL MERCADO COMPETENCIA

POR EL MERCADOPrecios a Firme producto de la Licitación

Se reduce riesgo y discrecionalidad para el

Generador

Licitación de Contratos de Abastecimiento

Propiciar ingreso de

nuevos inversionistas

REFORMA DEL AÑO 2006

23

Los Distribuidores efectúan licitaciones para atender la demanda de los Usuarios Regulados en las que: Se establecen contratos con precios firmes. La supervisión está a cargo de OSINERGMIN: Aprobación de Bases, modelos

de contrato, condiciones del proceso, fórmulas de actualización de precios. El Precio Máximo es establecido por OSINERGMIN. La Oferta es por la componente de energía.

Tipo Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a

Contratar Objetivo

Largo Plazo

Entre 5 y 20 años

Anticipada de al menos 3 años Hasta 100% Servir de

herramienta de promoción de inversionesHasta 5 años Anticipada de al

menos 3 años Hasta 25%

Corto Plazo

Lo define OSINERGMIN

Anticipada de menos de 3 años Hasta 10%

Capturar señal de precios de corto

plazo

TIPOS DE LICITACIONES

24

• La Ley 28832 establece:– Los Usuarios Regulados pagan el Precio a Nivel

Generación, el cual es único salvo por efecto de las pérdidas y limites de transmisión eléctricas.

– El Precio a Nivel Generación es el promedio ponderado de:

• Precios de contratos a Precios en Barra (precios determinados administrativamente).

• Precios de contratos producto de licitaciones más un incentivo por licitación anticipada.

CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (1 de 2)

25

• Producto

Plazo Contractual

Potencia Fija

Potencia Variable (≤20%)

tiempo

tiempo

Máxima Demanda

Potencia Facturada

Energía Asociada

Obligación mensual

La Potencia Facturada nopuede exceder de la Potencia Fija más laPotencia Variable contratada

CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (2 de 2)

26

Año Licitación Potencia Requerida (MW) Precio Medio Energía

(US$/MWh)Fija Variable Total

2009 ED‐01‐2009‐LP : 2014‐2021 1 011 202 1 213

40,0

2009 ED‐02‐2009‐LP : 2014‐2023 552 110 662

2009 ED‐03‐2009‐LP : 2014‐2025 542 108 650

2009 DISTRILUZ: 2013‐2022* 465 93 558

2010 LDS‐01‐2010‐LP: 2014‐2023 558 112 670

Subtotal 2009‐2010 3128 625 3753

2011 LDS‐01‐2011‐LP: 2018‐2027* 323 65 38842,02012 EDN‐01‐2012‐LP: 2016‐2027 134 27 161

Total 3 585 716 4 302

* Se cubrió todo el requerimiento a través de dos convocatorias.

RESULTADOS LICITACIONES LARGO PLAZO (1 de 5)

27

10,50

11,00

11,50

12,00

12,50

13,00

13,50

14,00

14,50

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500 3750 4000

ctm

S/./k

Wh

MW

Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo(2009-2010)

Promedio = 11,40 ctm S/./kWh (equivalente aprox. a 40 US$/MWh)

Proyecto Hidroeléctrico

P. Máximo = 12,81


28


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

may

-07

nov-

07

may

-08

nov-

08

may

-09

nov-

09

may

-10

nov-

10

may

-11

nov-

11

may

-12

nov-

12

may

-13

nov-

13

may

-14

nov-

14

may

-15

nov-

15

may

-16

nov-

16

may

-17

nov-

17

may

-18

nov-

18

may

-19

nov-

19

may

-20

nov-

20

may

-21

nov-

21

may

-22

nov-

22

may

-23

nov-

23

may

-24

nov-

24

may

-25

nov-

25

may

-26

nov-

26

may

-27

nov-

27

may

-28

nov-

28

may

-29

nov-

29

may

-30

nov-

30

Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)

Potencia Contratada por Licitaciones

Potencia Demandada

DECRETO DE URGENCIA

LEY N°28832

29


38%

64%77%

84%

61% 56%50%

83%

62%

36%23%

16%

39% 44% 50%

17%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Licitado No Licitado

30


Proyecto Tecnología Inicio de operación MW

Inversiones Estimadas(MM US$)

Machu Picchu II Hidroeléctrica 2015 102 170

Huanza Hidroeléctrica 2014 90 120

Quitaracsa Hidroeléctrica 2015 112 250

Kallpa IV Conversión CC 2012 292 402

Termochilca Ciclo combinado 2013 196 118

Chilca 1 (Enersur) Conversión CC 2013 303 395

Fénix Ciclo combinado 2014 596 656

Total 1 691 2 111

Fuente: MINEM

31

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS Y SU COMPARACIÓN (1 de 2)

32

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS Y SU COMPARACIÓN

33

COMPOSICIÓN DE LOS PRECIOS

Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE

Tarifa Promedio = 14,8 US cents/kWh

34

SISTEMA DE INFORMACIÓN

35

Tercera Parte

SUBASTAS DE ENERGÍAS RENOVABLES

Según un estudio reciente, el potencial hídrico aprovechable por centrales hidroeléctricas es aproximadamente de 70 000 MW.

El 86% proviene de los recursos de la Cuenca del Atlántico, 14% de la Cuenca del Pacífico y 0,3% de la Cuenca del Río Titicaca.

POTENCIAL HÍDRICO

3737

No se ha estimado el potencial en términos de capacidad de proyectos solares para generación eléctrica.

El Atlas Solar sólo contiene registros de rangos promedio de radiación solar para cada mes del año.

Los niveles más altos de radiación solar se dan en el sur del país: 6,0-6,5 kWh/m2.

POTENCIAL SOLAR

3838

El mayor potencial eólico se encuentra en la costa del Perú, debido a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y de la Cordillera de los Andes, que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región de la costa.

El Atlas Eólico estima un potencial sobre 77 000 MW, de los que se pueden aprovechar más de 22 000 MW.

POTENCIAL EÓLICO

Existe posibilidad de instalar campos geotermales en regiones:

Región I: Cajamarca, La LibertadRegión II: Callejón de HuaylasRegión III: ChurínRegión IV: Zona CentralRegión V : Cadena Volcánica SurRegión VI : Puno, Cusco

El mayor potencial se encuentra en la Zona Sur del país, sobre todo en los departamentos de Puno y Cusco.

POTENCIAL GEOTÉRMICO

39

Se estima que se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de biomasa y 51 MW con el uso de biogás, utilizando como dato los registros de producción al año 2009, de residuos agroindustriales en plantas de procesamiento de la caña de azúcar, cáscara de arroz, algodón, trigo, espárrago y los residuos forestales provenientes de los aserraderos.

POTENCIAL BIOMASA

41

Mecanismo de promoción y Frecuencia:• Subastas (dispuesto por marco normativo de promoción RER).• Las subastas son convocadas con periodicidad no menor a 2 años.

Requerimiento:• Se subasta la Energía Requerida en MWh/año (tecnologías biomasa,

eólica, solar, geotérmica y mareomotriz) más un adicional de pequeñas hidroeléctricas (menores a 20 MW).

Porcentaje objetivo:• El MINEM fija un % objetivo cada 5 años.• Para los primeros 5 años es el 5% del consumo nacional.

Incentivos y Garantías:• Prioridad para el despacho de carga y acceso a las redes de T&D.• Garantías (cartas fianza) de seriedad de oferta y de fiel cumplimiento.

Tarifa Base:• Tarifa máxima monómica (US$/MWh) calculada por OSINERGMIN para

cada tipo de tecnología con generación RER.

CRITERIOS Y ALCANCES DE LA SUBASTA RER

• El pago del ingreso anual se efectúa de acuerdo con lo siguiente: Un ingreso por la venta de energía a costo marginal (CMg). Un Cargo por Prima proveniente de los usuarios finales de electricidad, si

es que el ingreso anterior no cubre la tarifa de adjudicación.

Período Anual (Mayo – Abril)

MWUS$/MWh

IngresoAnual

PrecioOfertado

Energía ofertada

CMg

Prima(Usuario

Final)

Ingreso a CMg(COES)

Energía Adjudicada(a Tarifa de Adjudicación)

Inyección Neta Inyección Neta

Energía Extra(a CMg)

Energía ofertada

42

MECANISMO DE PAGO

43

Tecnología Proyecto Capacidad (MW)

Precio(cents

US$/kWh)

Factor de Planta

(%)

Fecha Subasta

Fecha P.O.C.

Inversión Estimada (MM US$)

Biomasa Paramonga 23 5,20 57,1 2009 2010 31,0

BiogásHuaycoloro 4,4 11,00 73,4 2009 2011 10,5

La Gringa V 2,0 9,99 80,0 2011 2014 5,6

Eólica

Marcona 32 6,55 52,9 2009 2014 43,6Cupisnique 80 8,50 43,0 2009 2014 242,4Talara 30 8,70 46,0 2009 2014 101,2

Tres Hermanas 90 6,90 52,7 2011 2014 180

Solar

Panamericana 20 21,50 28,9 2009 2012 94,6Majes 20 22,25 21,5 2009 2012 73,6Repartición 20 22,50 26,9 2009 2012 73,5Tacna 20 22,30 21,4 2009 2012 94,6

Moquegua 16 11,99 30,5 2011 2014 43,0

Pequeñas Hidro17 plantas 179,7 ~6,00 ~80,0 2009 2011-13 285,1

7 plantas 102 ~5,40 ~80,0 2011 2014 227,616 plantas 211 ~5,65 ~80,0 2013 2016 464,2Total 850,1 1970,5

RESULTADOS DE LAS SUBASTAS RER (1 de 2)

RESULTADOS DE LAS SUBASTAS RER (2 de 2)

44

45

MARCO PROPICIO PARA INVERSIÓN EN ENERGÍA LIMPIA

Fuente: FOMIN and Bloomberg New Energy Finance

www.osinergmin.gob.pe

SISTEMA DE INFORMACION (1 de 2)

46

SISTEMA DE INFORMACION (2 de 2)

47

48

Cuarta Parte

PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA

49

• El COES es una entidad privada, sin fines de lucro. Estáconformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores,Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y susdecisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.

• Su finalidad es la de coordinar la operación de corto, mediano ylargo plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional(SEIN) al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema,el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, asícomo planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN yadministrar el Mercado de Corto Plazo.

EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)

Fuente: Ley N° 28832 (2006)

50

TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN ADMINISTRACION

GESTIÓN JURÍDICA Y REGULATORIA

DIRECTORIO

DIRECCIÓN DE OPERACIONES

DIRECCION EJECUTIVA

ASAMBLEA

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN

SECRETARIA ASESORIA LEGAL DEL

DIRECTORIO

PROGRAMACIÓN EVALUACIÓN TRANSFERENCIASCOORDINACIÓN PLANIFICACIÓN NUEVOS PROYECTOS

ORGANIGRAMA DEL COES

Fuente:COES (2013) Memoria Anual 2012

DEPARTAMENTOS

SUBDIRECCIONES

GESTIÓN DE INFORMACIÓN

OFICINA DE PERFECCIONAMIENTO

TÉCNICO

TALENTO HUMANO Y DESARROLLO

ORGANIZACIONAL

Nov. 1992

Feb. 1993

Oct. 1997 Jul. 2006 May. 2008

May. 2007 Jun. 2011Feb. 2005

(Actualización)Dic. 1999

MARCO LEGAL DEL COES

51

PROCEDIMIENTOS COES

REGLAMENTO DE SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRABAJO CON

ELECTRICIDAD

OPERACIÓN DEL

SISTEMA ELÉCTRICO

Y

PLANIFICACIÓN DE LA

TRANSMISIÓN DEL

SEIN

NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE

SERVICIOSNORMA TÉCNICA DE OPERACIÓN

EN TIEMPO REAL

52

Pre - Operativo Operativo(Programación) (Tiempo Real)

Post - Operativo(Evaluación)

Transacciones Económicas

Operación del Sistema

Administración del Mercado

PROCESOS DE OPERACIÓN Y ADMINISTRACIÓN

53

Elaborar los programas de despacho de la operación de CP

y MP del SEIN

Coordinar los programas de mantenimiento en el CP, MP y LP

de los equipos del SEIN

Criterios de seguridad, calidad y el mínimo

costo de operación y racionamiento

cons

ider

ando

Obj

etiv

os

CP: Corto PlazoMP: Mediano PlazoLP: Largo Plazo

PRE-OPERACIÓN – PROGRAMACIÓN (1 de 5)

54

Programación de la Operación de Corto Plazo


Programa Semanal de Operación

Programa Diario de Operación

Programación de la Operación de Mediano Plazo


Programación de Mantenimiento

Programación de MantenimientoPrograma Anual de

Mantenimiento

Programa de Mantenimiento Mayor

Programa de Mantenimiento Mensual

Programa de Mantenimiento Semanal

Programa de Mantenimiento Diario


55



Realizar el análisis eléctrico para los PMA,

PMMA, PMM

Coordinar el Programa de Mantenimiento Anual

(PMA)

Coordinar el Programa de Mantenimiento Mensual

Determinar el déficit de generación

Coordinar el Programa de Mantenimiento Mayor

(PMMA)

Realizar el análisis eléctrico diario


56


(horizonte 12 meses)


(horizonte 12 meses)

Determinar los volúmenes de descarga de los

embalses

Realizar el análisis energético de Mediano

Plazo SDDP

Calcular el consumo de Combustible en el SEIN

Determinar la reserva fría del SEIN

Determinar el déficit de demanda

Determinar los Costos Marginales


57

Realizar el análisis energético semanal y

diario (NCP)

Calcular el consumo de Combustible en el SEIN

Coordinar la disponibilidad de combustibles



Determinar la reserva fría del SEIN


58

Coordinar la Operación en Tiempo Real del SEIN

Elaborar Reprogramas de la Operación y Análisis Eléctrico

Obj

etiv

os

OPERACIÓN – TIEMPO REAL (1 de 4)

59

Coordinación de la Operación en Tiempo Real

del SEIN

Coordinación de la Operación en Tiempo Real

del SEIN

Dirigir las maniobras de desconexión y conexión de

equipos

Coordinar, supervisar y controlar la ejecución de la operación en tiempo real

del Sistema siguiendo el Programa de Operación Diario o su reprogramación

Dirigir el restablecimiento del Sistema luego de

producida una perturbación

Controlar la calidad y seguridad del SEIN

Supervisar en tiempo real las variables eléctricas y el

estado operativo del Sistema


60

Realizar el reprograma de la operación cuando

corresponda

Registrar los mantenimientos

ejecutados

Registrar las variables hidráulicas de las centrales

hidroeléctricas

Reprogramación de la Operación

Reprogramación de la Operación

Realizar el análisis eléctrico del reprograma


61

Información deTiempo Real

PSS/ODMS

• Análisis Topológico• Estimador de Estado• Flujo de Carga• Análisis de Contingencia

Entrada

Salida

Caso Base

Información delModelo de la Red

Caso de Tiempo RealResuelto

SCADA/EMS(PSS/ODMS) en el Centro de Control (CCO)


62

Evaluación Post-Operativa

Analizar Eventos

Obj

etiv

os

Supervisar la Operación Segura

POST-OPERACIÓN – EVALUACIÓN (1 de 5)

63

Proceso Post Operativo

Evaluación de la Operación

Análisis de Eventos y Asignación de

Responsabilidad por la NTCSE

Seguridad Operativa y Mejora Continua

Análisis de Información para las Transferencias

Identificación de Responsables de las Transgresiones a la

NTCSE y Recomendaciones de Mejora

Identificación de eventos que ponen en riesgo la Operación y gestionar la implementación de mejoras en el Sistema Eléctrico


64

Evaluación de la Operación del SEIN

Evaluación de la Operación del SEIN

Determinar Costos Marginales Idealizados (DU-049-2008), y factores de pérdidas horarios en barras de transferencias

Calificar el modo de operaciónde las unidades de generación (mínima Carga, inflexibilidades

operativas, operación por tensión, etc.)

Evaluar servicios complementarios - regulación

de frecuencia primaria y secundaria

Determinar las indisponibilidades de las unidades de generación

Determinar factores de indisponibilidad para calcular

la energía firme de las unidades de generación

Determinar las causas de desviaciones importantes de la

producción de energía


65

Análisis de Eventos y Asignación de Responsabilidad por la NTCSEAnálisis de Eventos y Asignación de Responsabilidad por la NTCSE

Identificar a los responsables de la

transgresión

Analizar eventos que transgreden la

NTCSE

Asignar responsabilidades

Recomendar mejoras en el SEIN


66



Habilitar a los operadores del COES para minimizar el riesgo operativo atribuible a factores

humanos

Analizar el desempeño de la operación para corregir

potenciales riesgos atribuibles a condiciones operativas

Gestionar planes de Restablecimiento para

restablecer el sistema eléctrico en el menor tiempo

técnicamente posible, de manera segura y confiable

Gestionar el Plan de Continuidad del Centro de

Control (Respaldo de procesos mínimos necesarios

en caso falle el Centro de Control principal)

Elaborar y Actualizar los procedimientos de maniobra

de los equipos del SEIN


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69

Quinta Parte

PROCESO DE INTEGRACIÓN

Comunidad de países unidosvoluntariamente con el objetivo de alcanzar un desarrollo integral, más equilibrado y autónomo, mediante la integración andina, sudamericana y latinoamericana.Los países que la integran están unidos por el mismo pasado, una variada geografía, una gran diversidad cultural y natural, así como por objetivos y metas comunes.

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COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES (1 de 3)

• El año 2002 se creó el Comité Andino de Organismos Normativos y Reguladores de Electricidad (CANREL), integrado por Viceministros de Energía y Presidentes de Organismos Reguladores de Electricidad de los países miembros.

• El CANREL a su vez constituyó el Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores (GTOR), cuyos miembros son OSINERGMIN en representación de Perú, la CREG en representación de Colombia, el CONELEC en representación de Ecuador y AE en representación de Bolivia. Este grupo sirve como apoyo técnico para las decisiones que tome el CANREL.

• Posteriormente, se formó el de Grupo de Trabajo de Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos de los Países Miembros de la Comunidad Andina (GOPLAN).

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Decisión 536

Decisión 720

Decisión 757

Diciembre de 2002 (*)

Noviembre de 2009

Agosto de 2011

(*) La Decisión 536 se encuentra suspendida hasta el 31 de agosto de 2016 (Decisión 789)

Marco General –Lineamientos para el intercambio intracomunitario de electricidad

• Repartición equitativa de las rentas de congestión.

• Discriminación de Precios

Anexos I y II para el intercambio de electricidad entre Colombia‐Ecuador y Ecuador‐ Perú

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• En el seno de la CAN se realizaron los acuerdos para estructurar un proceso de integración eléctrica regionalandina en un marco de seguridad jurídica, con complementariedad en el uso de recursos y beneficio económico para las partes involucradas.

• Este proceso se desarrolla bajo el marco de la Iniciativa Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), conformado por Perú, Chile, Colombia, Ecuador y Bolivia .

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Principales aspectos regulatorios planteados en los estudioselaborados en el marco del SINEA:

1. Mercado spot regional2. Despacho y redespacho3. Contratos financieros4. Rentas de congestión5. Derechos Financieros Transmisión6. Compensación por tránsito7. Institucionalidad regional8. Subsidios y aranceles.

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ARMONIZACIÓN REGULATORIA

Interconexión Colombia-Ecuador

Interconexión existente de 213 km con 2 líneas doble circuito en 220 kV entre SSEE Jamondino (Colombia) y Pomasqui (Ecuador).Actualmente limitada a 450 MW (sentido Colombia–Ecuador) y 250 MW (sentido Ecuador–Colombia).Refuerzos en Colombia permitirían incrementar capacidad de intercambio a 550-600 MW en ambos sentidos.

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Interconexión Colombia-Ecuador

(800 MVA)

250 MMUS$76

Interconexión Ecuador – Perú

Interconexión existente de 110 km en 220 kV entre SSEE Machala (Ecuador) y Zorritos (Perú).

Actualmente limitada a 75 MW con conexión aislada.

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Interconexión Ecuador – Perú(500-1000 MVA)

250-450 MMUS$78

(500-1000 MVA)

Interconexión Perú-Chile

(130 MVA)

700 MMUS$ 50 MMUS$

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VISIÓN PARA PERÚ DE LA INTERCONEXIÓN REGIONAL

80

www.osinergmin.gob.pe

Muchas Gracias

Jaime R. Mendoza GaconGerente de Generación y Transmisión Eléctrica

OSINERGMINLima - Perú

Telf. (511) 219-3400 anexo [email protected]

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