REPÚBLICA DE PANAMÁ. Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. Dirección del Centro Nacional de Despacho. Gerencia de Operaciones

Transcripción

1 REPÚBLICA DE PANAMÁ Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. Dirección del Centro Nacional de Despacho Gerencia de Operaciones INFORME MENSUAL DE OPERACIONES Diciembre de 2016 Grupo de Planeamiento Operativo PLANOP

2 ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN 2 2 RESUMEN EJECUTIVO 3 3 GENERACIÓN DEL MES 4 4 GENERACIÓN ACUMULADA 6 5 RESERVA RODANTE 8 6 ENERGÍA INADVERTIDA EN LA INTERCONEXIÓN 9 7 EVENTOS REGISTRADOS 11 8 CARGABILIDAD MÁXIMA EN LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN TRABAJOS DE MANTENIMIENTO (LIBRANZAS) NIVEL DE LOS EMBALSES Y APORTES COSTO DE OPERACIÓN ENERGÍA DE EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN ESTIMADA Y PROGRAMADA COMPORTAMIENTOS DE LOS COSTOS DE COMBUSTIBLE COMPORTAMIENTO DEL COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DISPONIBILIDAD DE LOS AGENTES PRODUCTORES EN EL MES ERROR DE CONTROL DE ÁREA (ECA) DESVIACIÓN DEMANDA MÁXIMA DE GENERACIÓN COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA HORARIA DISPONIBILIDAD DE LOS EQUIPOS SCADA/EMS RESUMEN DE LOS INDICADORES 39 1 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

3 1. INTRODUCCIÓN El presente informe* ha sido elaborado mensualmente con el fin de presentar los datos operativos más relevantes de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El mismo abarca los detalles relacionados con la producción de energía eléctrica, la reserva rodante, la energía inadvertida en la interconexión con el sistema eléctrico de Costa Rica (Sistema Eléctrico Regional), estadística de los eventos ocurridos, los mantenimientos de corto plazo, energía para exportación hacia el Mercado Eléctrico Regional (MER), energía proveniente de importación del MER, el comportamiento del nivel de los embalses, los costos de operación totales del SIN, entre otros aspectos. Este informe contiene los datos operativos correspondientes al mes de Diciembre de * El Informe Mensual de Operaciones ha sido elaborado con la finalidad de brindar el detalle y las estadísticas de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por tal razón, no puede ser utilizado para asuntos comerciales del Mercado Mayorista de Electricidad. 2 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

4 2. RESUMEN EJECUTIVO La generación real del mes fue de GWh en contraste con la generación estimada que fue de GWh. Esto representa una desviación, durante el mes de Diciembre, de -1.1% (Estimado > Real). No se presentó durante este mes violación de la reserva rodante. Se mantuvo el control en la energía inadvertida en la interconexión con el sistema eléctrico de Costa Rica con una efectividad del 100%. Para el período analizado, se presentaron en total 44 eventos, de los cuales 29 presentaron energía no servida. Del total de eventos, 5 tuvo su origen en el parque de generación. En el mes de Diciembre se realizaron 145 libranzas, de las cuales 89 fueron programadas, 34 fueron forzadas y 22 de emergencia. En referencia al nivel del agua en los embalses tenemos que Fortuna registró un ascenso de 5.69 metros y Bayano un descenso de 0.07 metros para el mes de Diciembre. El costo de operación diario del sistema osciló entre los miles de dolares y los 0 miles de dolares para el período transcurrido. La desviación mensual entre el costo de operación estimado y real fue 0% (Real > Estimado). Por otra parte, la exportación registrada fue de GWh y las importaciones registradas para el mes de Diciembre sumaron 0 GWh. La disponibilidad de los servidores de la red SCADA, estuvo entre los 99.99% y % para este mes. 3 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

5 3. GENERACIÓN DEL MES En Tabla 1 se aprecia el comportamiento de la generación real y la generación estimada para cada central de generación. Se aprecia en esta tabla que la desviación total fue de -1.1%, es decir, que la generación real fue menor que la generación estimada. Planta Generación Real (MWh) Generación Estimada (MWh) Desviación (%) Generación Eólica 40, , Maranon 3, , Nuevo Chagres 1 7, , Nuevo Chagres 2 9, , Portobelo 5, , Rosa Vientos 2 6, , Rosa Vientos 1 8, , Generación Hidráulica 662, , Algarrobos 5, , Baitun 40, , (1.89) Bajo De Mina 27, , Bajos Del Totuma 2, Bayano 53, , Bonyic 11, , Bugaba 1 1, , Bugaba 2 2, , Changuinola 1 100, , (40.87) Cochea 5, , Concepcion 5, , Dolega 1, El Alto 30, , (5.96) El Fraile 3, , Estí 56, , (11.28) Fortuna 80, , Gualaca 10, , (16.51) La Estrella 21, , La Potra 11, , (0.14) La Yeguada 3, , (29.22) Las Cruces 5, , Las Perlas Norte 5, , Las Perlas Sur 5, , Lorena 15, , (10.82) Los Planetas 1 2, Los Valles 29, , Macano 2, Macho Monte 1, Mendre 11, , (3.23) Mendre 2 4, , Mini Baitun 1, , (18.28) Mini Bajomina Mini Chan 7, , (0.24) Mini La Potra 1, , (5.34) Mini Las Cruces (100.00) Monte Lirio 28, , Paso Ancho 2, , Pedregalito 1 7, , (10.32) Pedregalito 2 5, , Prudencia 23, , (25.86) Rp490 7, , Salsipuedes 12, , San Lorenzo 4, , Generación Autogeneradores 16, , (12.94) Acp1 15, , (5.99) Acp , (100.00) Acp (100.00) Acp Generación Solar 9, , Divisa Solar 1, , Don Felix (0.05) Farallon Solar (6.60) Sarigua Sol De David Solar Bugaba Solar Caldera Solar Chiriqui 1, Solar Cocle 1, , Solar Los Angeles 1, , Solar Paris 1, , (3.01) Generación Térmica 166, , (22.12) Blm Carbon 26, , (14.00) Blm G Cativa 8, , (26.35) Estrella De Mar 1 36, , (16.72) Estrella Norte I 2, , (40.13) Estrella Norte Ii 3, , (25.48) El Giral I , (89.10) El Giral Ii , (33.72) J. Brown G J. Brown G Jinro Power (100.00) Miraflores G Miraflores G10 22, , (20.08) Miraflores G Miraflores G Miraflores G Miraflores G9 21, , (16.68) Pacora 19, , (17.30) Panam 3, , (100.00) Panam Ii 9, , (33.81) Santa Ines 11, , (21.21) Tco Ciclo Termocolon G Termocolon G Intercambio (42,282.44) (34,121.58) Exportacion (42,282.44) (34,121.58) Importacion Generación Total 852, , (0.72) Tabla 1: Cuadro Comparativo de la generación estimada vs la generación real de las centrales hidráulicas, autogeneradores, solar y térmico. 4 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

6 MWh PLANOP Diciembre GENERACIÓN DEL MES (CONTINUACIÓN) En la Gráfica 1, se presenta la distribución porcentual de la generación real total por plantel hidráulico, térmico, eólico, autogenerador y solar correspondiente al mes de Diciembre de De acuerdo a este gráfico, la generación hidroeléctrica aportó el 74%, la generación termoeléctrica aportó el 18.65%, los auto generadores el 1.82%, la generación eólica el 4.5% y la generación solar el 1.03% de la generación real. 700,000 Generación Real 600, , , , , ,000 - Generación Hidráulica Generación Térmica Generación Eólica Gráfica 1: Generación real para Diciembre de Generación Autogeneradores Generación Solar Generación 662, , , , , Porcentaje 74.00% 18.65% 4.50% 1.82% 1.03% 5 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

7 4. GENERACIÓN ACUMULADA En la Tabla 2 se presenta la generación bruta y el uso de planta acumulada hasta el mes de Diciembre de 2016 por cada central de generación. Planta Generación Bruta (MWh) Uso de Planta (MWh) Generación Neta (MWh) Generación Eólica 562, , , MARANON 28, , NUEVO CHAGRES 1 110, , NUEVO CHAGRES 2 124, , , PORTOBELO 70, , ROSA VIENTOS 1 129, , ROSA VIENTOS 2 100, , Generación Hidráulica 5,034, , ,012, ALGARROBOS 30, , ANTON BAITUN 225, , BAJO DE MINA 148, , BAJOS DEL TOTUMA BAYANO 420, , BONYIC 102, , , BUGABA 1 13, , BUGABA 2 14, , CANDELA CHANGUINOLA 1 604, , , COCHEA 35, , CONCEPCION 42, , DOLEGA 9, , El ALTO 159, , EL FRAILE 18, , ESTÍ 405, , , FORTUNA 1,228, , ,225, GUALACA 81, , LA ESTRELLA 131, , LA POTRA 81, , LA YEGUADA 27, , LAS CRUCES 37, , LAS PERLAS NORTE 43, , LAS PERLAS SUR 43, , LORENA 113, , LOS PLANETAS 1 14, , LOS VALLES 180, , MACANO 17, , MACHO MONTE 8, , MENDRE 57, , MENDRE 2 22, , MINI BAITUN 9, , MINI BAJOMINA 3, , MINI CHAN 64, , MINI LA POTRA MONTE LIRIO 198, , PASO ANCHO 16, , PEDREGALITO 1 52, , PEDREGALITO 2 34, , PRUDENCIA 176, , RP490 53, , SALSIPUEDES 71, , SAN LORENZO 28, , Generación Autogeneradores 99, , ACP 98, , ARKAPAL CANOPO Generación Solar 46, , COCLE SOLAR I 1, , DIVISA SOLAR 11, , DON FELIX 1, , FARALLON SOLAR LA MESA I SARIGUA 2, , SOL DE DAVID SOLAR BUBAGA SOLAR BUGABA SOLAR CHIRIQUI 14, , SOLAR LOS ANGELES 7, , SOLAR PARIS 6, , ZONA FRANCA Generación Térmica 2,595, , ,496, BLM CARBON 417, , , BLM G8 3, , BLM G CATIVA 248, , , EL GIRAL I 25, , EL GIRAL II 37, , ESTRELLA DE MAR 1 395, , , ESTRELLA NORTE I 16, , ESTRELLA NORTE II 30, , , J. BROWN G J. BROWN G JINRO POWER 103, , MIRAFLORES G MIRAFLORES G10 129, , , MIRAFLORES G MIRAFLORES G MIRAFLORES G6 24, , MIRAFLORES G9 157, , , PACORA 230, , , PANAM 413, , , PANAM II 241, , , SANTA INES 101, , , TERMOCOLON G1 12, , TERMOCOLON G2 2, , TERMOCOLON G3 3, , Generación Total 8,337, , ,210, Tabla 2: Resumen de la energía generada, acumulada en el año Diciembre, por las centrales que componen el parque de generación. 6 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

8 MWh PLANOP Diciembre GENERACIÓN ACUMULADA (CONTINUACIÓN) En la Gráfica 2 se aprecia la distribución porcentual de la generación bruta total desagregada por tipo de plantel (hidráulico, térmico, autogenerador, eólica y solar) del mes de Diciembre de 2016, contribuyendo la generación hidroeléctrica con un 60.38% de la generación bruta total, mientras que la generación termoeléctrica con un 31.13%, la autogeneración el 1.19%, la generación eólica 6.75% y la generación solar el 0.55%. 6,000,000 Generación Bruta Acumulada 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000,000 - Generación Hidráulica Generación Térmica Generación Eólica Generación Autogeneradores Gráfica 2: Generación bruta (acumulada) para el año Generación Solar Generación 5,034, ,595, , , , Porcentaje 60.38% 31.13% 6.75% 1.19% 0.55% 7 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

9 5. RESERVA RODANTE En la Tabla 3 se presenta la reserva rodante, producto de la operación en tiempo real del SIN, de forma horaria, para cada uno de los días del mes de Diciembre. El porcentaje de reserva mínimo requerido es de 5%. No se presentó durante este mes violación de la reserva rodante. Informe de Porcentaje de Reserva Rodante December 2016 Día/Hora Máximo Mínimo Prom Tabla 3: Reserva rodante en pasos horarios registrados durante la operación del mes de Diciembre de Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

10 6. ENERGÍA INADVERTIDA EN LA INTERCONEXIÓN La energía que fluye de manera no programada a través de la interconexión con el sistema eléctrico de Costa Rica (energía inadvertida) debe ser inferior a 4 MWh hora, según lo establece el Numeral del Libro II del RMER. El comportamiento del flujo de energía inadvertida correspondiente al mes de Diciembre se muestra en la Tabla 4. En la misma podemos constatar que para este mes se presentó un inadvertido en (68) ocasiones, lo cual representa un 9.14% del total de pasos horarios del mes. DIA / HORA MAX MIN PR Tabla 4: Resumen de Energía Inadvertida registrada durante la operación del mes. * El día 26 de noviembre se produjeron altos montos de energía inadvertida ocacionados por la suspensión del programa de exportación debido al huracán Otto. 9 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

11 6. ENERGÍA INADVERTIDA EN LA INTERCONEXIÓN (CONTINUACIÓN) En la Gráfica 3 se presentan los montos de energía inadvertida horarios y promedio para cada día de Diciembre Energía Inadvertida del Mes INADVERTIDO NORMA PROMEDIO Días Gráfica 3: Comportamiento estadístico horario de la energía inadvertida 10 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

12 7. EVENTOS REGISTRADOS Durante el mes de Diciembre, se presentaron un total de 44 eventos en el Sistema Interconectado Nacional, de los cuales 29 presentaron energía no servida. En las gráficas se puede apreciar que en Diciembre la mayor parte de los eventos tuvieron su origen en distribución (27 eventos) con afectación a los planteles de generación distribuida. Las gráficas 4, 5 y 6 muestran la distribución de los eventos en Diciembre clasificados por tipo de evento, agente responsable y un resumen de la cantidad mensual registrada de eventos. 30 Eventos por Tipo GENERACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN AUTOGENERACIÓN SER Eventos Gráfica 4: Clasificación de los eventos ocurridos en el mes según tipo. 11 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

13 7. EVENTOS REGISTRADOS (CONTINUACIÓN) Celsia Bahía las Minas Corp. 4 - Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S. A. 5 Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S. A. 22 Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A Gráfica 5: Clasificación de los eventos ocurridos en el mes por origen. Resumen Mensual de Eventos Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16 May-16 Jun-16 Jul-16 Aug-16 Sep-16 Oct-16 Nov-16 Dec-16 Total ENS Gráfica 6: Cantidad de eventos ocurridos mensualmente. 12 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

14 8. CARGABILIDAD MÁXIMA EN LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN En la Tabla 5 se aprecia la cargabilidad de los transformadores de potencia de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA); y en las tablas 6 y 7 se observa la cargabilidad de las líneas de transmisión de 230 kv y 115 kv de ETESA, respectivamente. Subestación Transformador Devanado (kv) Capacidad Máxima (MVA) Carga (MVA) Carga Máxima Registrada Porcentaje de Cargabilidad (%) Fecha/hora Promedio Observaciones Caldera Changuinola Chorrera Llano Sánchez Mata de Nance Panamá Panamá II Progreso Boquerón 3 T1 T1 T1 T2 T3 T1 T2 T3 T1 T2 T3 T1 T2 T3 T1 T2 T1 T2 T Dec-16 19:00: Dec-16 04:53: Dec-16 03:53: Dec-16 07:47: Dec-16 07:47: Dec-16 19:22: Dec-16 10:29: Dec-16 04:16: Dec-16 05:39: Dec-16 14:40: Dec-16 14:40: Dec-16 19:45: Nov-16 13:50: Dec-16 08:22: Dec-16 18:53: Dec-16 20:20: Dec-16 08:22: Dec-16 19:38: Dec-16 20:20: Dec-16 08:22: Dec-16 19:38: Dec-16 22:01: Dec-16 14:18: Dec-16 14:18: Dec-16 16:05: Dec-16 12:32: Dec-16 10:12: Dec-16 12:45: Dec-16 04:00: Dec-16 12:41: No se tiene mediciones en dichos devanados * La cargabilidad en Subestación Panamá es respecto a los devanados de 230 kv de los tres (3) transformadores Tabla 5: Nivel máximo de carga registrado en Transformadores de ETESA. 13 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

15 8. CARGABILIDAD MÁXIMA EN LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN (CONTINUACIÓN) Voltaje Número de Línea Subestaciones Capacidad en Operación Normal Capacidad Operación en Emergencia Carga (MVA) Carga Máxima Registrada Fecha/hora Porcentaje de Cargabilidad Obseravciones C Panamá - Panamá II Dec-16 11:35: C Panamá - Panamá II Dec-16 11:28: A Panamá - Chorrera Dec-16 11:50: A Panamá - Chorrera Dec-16 11:50: B Panamá II - El Coco Dec-16 06:46: B Panamá II - El Coco Dec-16 09:33: A El Coco - Panamá II Dec-16 09:46: B El Coco - Panamá II Dec-16 19:42: B Panamá II - 24 de Diciembre Dec-16 19:42: A 24 de Diciembre-Bayano Dec-16 20:15: A Bayano - Pacora Dec-16 19:38: B Panamá II - Pacora Dec-16 11:40: B Chorrera - El Higo Dec-16 09:16: B Chorrera - El Higo Dec-16 09:16: C Llano-Sánchez - El Higo Dec-16 08:36: C Llano Sánchez - El Higo Dec-16 09:16: Chorrera - Pan Am Dec-16 12:12: A Llano Sánchez - San Bartolo Dec-16 21:03: A Llano Sánchez - San Bartolo Dec-16 12:27: B Veladero - San Bartolo Dec-16 21:04: B Veladero - San Bartolo Dec-16 21:03: A Llano Sánchez - Veladero Dec-16 21:03: A Llano Sánchez - Bella Vista Dec-16 21:03: A Mata de Nance - Boquerón Dec-16 03:06: B Boquerón 3 - Progreso Dec-16 03:03: Mata de Nance - Fortuna Dec-16 13:23: Mata de Nance - Fortuna Dec-16 13:23: B Mata de Nance - Veladero Dec-16 09:33: B Bella Vista - Veladero Dec-16 09:33: C Mata de Nance - Veladero Dec-16 21:03: Fortuna - Guasquita Dec-16 11:21: Guasquita - Estí Dec-16 13:17: Guasquita - Veladero Dec-16 21:03: Guasquita - Veladero Dec-16 21:03: A Fortuna - La Esperanza Dec-16 12:38: B Changuinola - La Esperanza Dec-16 08:35: Changuinola-Cahuita Dec-16 07:17: A Veladero - Dominical Dec-16 13:55: B Veladero - Río Claro Dec-16 16:00: Progreso - Río Claro Dec-16 20:52: Progreso - Bajo de Mina Dec-16 19:38: A Progreso - Portón Dec-16 19:37: B Baitún-Portón Dec-16 19:05: Guasquitas - Cañazas Dec-16 00:00: Cañazas - Changuinola Dec-16 08:34:20 42 Tabla 6: Nivel máximo de carga registrado en líneas de 230 kv de ETESA. 14 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

16 8. CARGABILIDAD MÁXIMA EN LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN (CONTINUACIÓN) Voltaje Número de Línea Subestaciones Capacidad en Operación Normal Capacidad Operación en Emergencia Carga (MVA) Carga Máxima Registrada Fecha/hora Porcentaje de Cargabilidad Obseravciones Panamá - Cáceres Dec-16 13:19: Panamá - Cáceres Dec-16 13:04: A Panamá - Chilibre Dec-16 22:40: B Chilibre - Las Minas Dec-16 23:25: Panamá - Locería Dec-16 11:48: Panamá - Locería Dec-16 11:48: Panamá - Santa María Dec-16 13:11: Panamá - Monte Oscuro Dec-16 14:48: A Panamá - CEPSA Dec-16 14:56: B Las Minas 2 - CEPSA Dec-16 19:10: Panamá - Tinajita Dec-16 11:32: Panamá II - Cerro Viento Dec-16 11:48: Panamá II - Cerro Viento Dec-16 13:20: Panamá II - Tocumen Dec-16 11:12: Panamá II - Tocumen Dec-16 14:28: Mata de Nance - Caldera Dec-16 13:10: Mata de Nance - Caldera Dec-16 13:08: Cáceres - Locería Dec-16 11:50: Cáceres - Marañón Dec-16 11:48: Cáceres - Miraflores Dec-16 12:37: A Cáceres - Santa Rita Dec-16 00:15: A Cáceres - Santa Rita Dec-16 00:03: Las Minas 1 - France Field Dec-16 14:45: Las Minas 1 - France Field Dec-16 10:17: B Las Minas 1 - Santa Rita Dec-16 00:12: B Cativá 2 - Santa Rita Dec-16 23:57: C Cativá 2 - Las Minas Dec-16 00:15: Caldera - La Estrella Dec-16 18:47: Caldera - La Estrella Dec-16 16:30: Tinajitas - Monte Oscuro Dec-16 00:00: Progreso - Charco Azul Dec-16 00:00: Caldera - PTP Dec-16 00:00:00 0 Tabla 7: Nivel máximo de carga registrado en líneas de 115 kv. 15 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

17 9. TRABAJOS DE MANTENIMIENTO Para el mes de Diciembre se realizaron entre todos los Agentes del Mercado un total de 145 mantenimientos, de los cuales 89 fueron libranzas programadas, 34 fueron libranzas forzadas y 22 fueron libranzas de emergencia. Libranzas por Tipo Programadas Emergencias Forzadas Gráfica 7: Libranzas realizadas en el mes por tipo. 16 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

18 9. TRABAJOS DE MANTENIMIENTO (CONTINUACIÓN) Libranzas Realizadas por Agentes SOLAR PANAMÁ VENTURE, S. DE R.L. SOLAR COCLÉ VENTURE, S. DE R.L. SOLAR AZUERO VENTURE, S. DE R.L. SOL REAL UNO, S.A. SOL REAL ISTMO, S.A. PANAM LAS PERLAS SUR LAS PERLAS NORTE KANAN OVERSEAS I, INC. JINRO CORP ISTMUS HYDROPOWER CORP Ideal Panamá Hidroeléctrica San Lorenzo, S.A. HIDROELÉCTRICA BAJOS DEL HIDROBOQUERON Hidro Piedra GENERADORA PEDREGALITO Fountain Intertrade Corp. ETESA EPR ENSA ENERGYST INTERNATIONAL B.V. EMNADESA Electron Investment S.A. EGESA EGEFORTUNA EDEMET BONTEX BLM CORP. Argos Panamá S.A. ALTERNEGY AESPANAMA AES CHANGUINOLA ACP Forzadas Emergencia Programadas Gráfica 8: Libranzas realizadas en el mes por Agente. 17 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

19 9. TRABAJOS DE MANTENIMIENTO (CONTINUACIÓN) Libranzas Canceladas por Agentes PEDREGAL POWER PANAM Programadas Emergencia Forzadas KANAN OVERSEAS I, INC. Hidro Piedra ETESA ENSA EDEMET BLM CORP. ALTERNEGY ACP Gráfica 9: Libranzas canceladas en el mes por Agente. 18 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

20 9. TRABAJOS DE MANTENIMIENTO (CONTINUACIÓN) Resumen Anual de Libranzas - Año 2016 Dic FORZADA EMERGENCIA PROGRAMADA Nov Oct Sept Ago Jul Jun May Abr Mar Feb Ene Gráfica 10: Resumen de las libranzas atendidas por el CND durante el Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

21 10. NIVEL DE LOS EMBALSES Y APORTES La operación del lago Fortuna, durante el mes de Diciembre, inició con un nivel de msnm, finalizando en msnm; es decir, un ascenso de 5.69 metros, aproximadamente. El volumen pasó de mmc a mmc, donde el volumen en concepto de aporte hidrológico fue de mmc. El nivel máximo que se registró en el embalse de Fortuna fue de msnm, la energía suministrada por esta central hidroeléctrica fue de GWh y el aporte promedio de caudales en el mes fue de 0 m3/s. Se turbinaron en este mes un total de mmc de agua. Nivel y Aporte de Fortuna 1, ,052.0 Nivel Aporte 1, , , , , , , , , , Dec 27-Dec 25-Dec 23-Dec 21-Dec 19-Dec 17-Dec 15-Dec 13-Dec 11-Dec 9-Dec 7-Dec 5-Dec 3-Dec 1-Dec Gráfico 11: Operación del Lago Fortuna registrada en el mes. 20 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

22 10. NIVEL DE LOS EMBALSES Y APORTES (CONTINUACIÓN) La operación del lago Bayano, durante el mes de Diciembre, inició con un nivel de msnm, finalizando en msnm; es decir, un descenso de 0.07 metros, aproximadamente. El volumen pasó de mmc a mmc, donde el volumen en concepto de aporte hidrológico fue de 464 mmc. El nivel máximo que se registró en el embalse de Bayano fue de msnm, la energía suministrada por esta central hidroeléctrica fue de GWh y el aporte promedio de caudales en el mes fue de 0 m3/s. Se turbinaron en este mes un total de mmc de agua. Nivel y Aporte de Bayano Nivel Aporte Dec 27-Dec 25-Dec 23-Dec 21-Dec 19-Dec 17-Dec 15-Dec 13-Dec 11-Dec 9-Dec 7-Dec 5-Dec 3-Dec 1-Dec Gráfico 12: Operación del Lago Bayano durante el mes. 21 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

23 11. COSTO DE OPERACIÓN En la Gráfica 13 apreciamos los costos reales y los costos estimados correspondientes a cada uno de los días transcurridos del mes de Diciembre. La desviación mensual fue de 0% siendo el costo mensual real Real > Estimado al costo mensual estimado. US$ 800,000 Costo Mensual 700, , , , , , , Costo Estimado Costo Real Gráfica 13: Comparativo entre los costos de operación diarios del SIN. 22 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

24 12. ENERGÍA DE EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN ESTIMADA Y PROGRAMADA En la gráfica 14 se presenta la comparación entre la energía programada (despacho del EOR) y la energía estimada (CND) en el despacho semanal de exportación. Para el mes de Diciembre, se registro un total de GWh de exportaciones mientras que la estimación total fue de GWh. Dando una variación del 19.3% de la energía de exportación estimada con respecto a la energía de exportación programada. 2,500 Exportación 2,000 1,500 1, Exportación Estimada Exportación Programada Gráfico 14: Comparativo de exportación de energía tranzadas en el MER 23 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

25 12. ENERGÍA DE EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN ESTIMADA Y PROGRAMADA (CONTINUACIÓN) En la gráfica 15 se presenta la comparación entre la energía programada (despacho del EOR) y la energía estimada (CND) en el despacho semanal de importación. Para el mes de Diciembre, se registro un total de 0 GWh de importaciones mientras que la estimación total fue de 0 GWh. Dando una variación del 0% de la energía de exportación estimada con respecto a la energía de exportación programada Importación Importación Estimada Importación Programada Gráfico 15: Comparativo de importación de energía tranzadas en el MER 24 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

26 12. ENERGÍA DE EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN ESTIMADA Y PROGRAMADA (CONTINUACIÓN) En las gráficas 16 y 17 se muestran el comportamiento de las importaciones y exportaciones de energía acumulada mensualmente para el año 2016, respectivamente. 250, , , ,000 50,000 - Exportación Mensual Acumulada Diciembre Noviembre Octubre Septiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero Gráfico 16: Cuadro acumulativo de las exportaciones de energía mensualmente tranzadas 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 - Importación Mensual Acumulada Diciembre Noviembre Octubre Septiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Marzo Febrero Enero Gráfico 17: Cuadro acumulativo de las importaciones de energía mensualmente tranzadas 25 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

27 13. COMPORTAMIENTO DE LOS COSTOS DE COMBUSTIBLE En las gráficas 18, 19, 20 y 21 se presenta el comportamiento de los costos reales de los diferentes tipos de combustibles hasta el mes de Diciembre de Igualmente, se presenta en estas gráficas la proyección de los precios de los combustibles según el EIA. La fuente de información utilizada son los datos suministrados por los Agentes del Mercado semanalmente para la planificación de la operación Gráfica 18: Comportamiento de los costos promedios del Búnker. Gráfica 19: Comportamiento de los costos promedios del Diesel Marino. 26 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

28 $/gal PLANOP Diciembre COMPORTAMIENTO DE LOS COSTOS DE COMBUSTIBLE (CONTINUACIÓN) Gráfica 20 Comportamiento de los costos promedios del Diesel Meses Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Gráfica 21: Comportamiento de los costos promedios del Carbón. 27 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

29 14. COMPORTAMIENTO DEL COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA Los valores de costo de oportunidad del agua utilizados provienen de los resultados obtenidos del estudio determinístico realizado con el SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming), tal como se muestra en las gráficas 22 y 23. Los valores oscilaron entre 0 y $/MWh para Bayano, y para Fortuna entre 0 y 70.6 $/MWh. [$/MWh] Fortuna GENERACIÓN PRECIO NIVEL Días Gráfico 22: Comparación de los costos de oportunidad, Generación y nivel de Fortuna [msnm] 1, , , , , , , , , , , ,042.0 [$/MWh] Bayano GENERACIÓN PRECIO NIVEL Días Gráfico 23: Comparación de los costos de oportunidad, Generación y nivel de Bayano [msnm] Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

30 15. DISPONIBILIDAD DE LOS AGENTES PRODUCTORES EN EL MES En la siguiente tabla se puede observar el porcentaje de disponibilidad por unidad de cada central del parque de generación existente para el mes de Diciembre. En promedio, la disponibilidad en el mes fue de 92.86%. PORCENTAJE DE DISPONIBILIDAD POR AGENTE (Septiembre 2016) AES CHANGUINOLA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA, S. A. JINRO CORP. CHANGUINOLA1 G1 98.3% BUGABA 1 G1 91.9% JINRO G % CHANGUINOLA1 G % BUGABA 1 G2 88.8% JINRO G % CHANGUINOLA1 G % BUGABA 1 G3 37.4% JINRO G % JINRO G % AES PANAMÁ ENEL FORTUNA JINRO G % BAYANO G1 0.0% FORTUNA G % JINRO G % BAYANO G % FORTUNA G % JINRO G % BAYANO G3 96.8% FORTUNA G % JINRO G % ESTÍ G % JINRO G % ESTÍ G % FOUNTAIN INTERTRADE CORP. JINRO G % ESTRELLA DE MAR G1 92.4% LA POTRA G1 99.8% JINRO G % ESTRELLA DE MAR G2 99.5% LA POTRA G2 99.6% JINRO G % ESTRELLA DE MAR G3 95.6% LA POTRA G3 99.9% JINRO G % ESTRELLA DE MAR G4 94.9% LA POTRA G4 99.5% JINRO G % ESTRELLA DE MAR G5 91.7% SALSIPUEDES G1 99.8% JINRO G % ESTRELLA DE MAR G6 97.9% SALSIPUEDES G2 99.8% JINRO G % ESTRELLA DE MAR G7 95.8% SALSIPUEDES G3 99.9% JINRO G % ESTRELLA G % JINRO G % ESTRELLA G % GENERADORA ALTO VALLE, S. A. JINRO G % VALLES G % COCHEA G1 99.6% JINRO G % VALLES G % COCHEA G2 99.5% JINRO G % JINRO G % AUTORIDAD DEL CANAL DE PANAMÁ GENERADORA DEL ATLÁNTICO, S. A. JINRO G3 99.7% ACP BU_ % TERMOCOLON G % JINRO G % ACP BU_ % TERMOCOLON G % JINRO G % TERMOCOLON G3 90.4% JINRO G % AUTORIDAD DEL CANAL DE PANAMÁ GENERADOR JINRO G % MIRAFLORES G1 0.0% GENERADORA PEDREGALITO, S. A. JINRO G % MIRAFLORES G % PEDREGALITO1 G1 JINRO G4 99.4% MIRAFLORES G2 95.5% PEDREGALITO1 G2 99.8% JINRO G % MIRAFLORES G5 80.5% 99.7% JINRO G % MIRAFLORES G % GENERADORA RÍO CHICO, S. A. JINRO G % MIRAFLORES G9 85.8% PEDREGALITO2 G1 JINRO G % PEDREGALITO2 G % JINRO G % CALDERA ENERGY CORP % MENDRE % HIDRO BOQUERÓN, S. A. KANAN OVERSEAS I, INC. MENDRE % MACANO G1 ESTRELLA DEL NORTE 1 G1 95.1% MACANO G2 99.2% ESTRELLA DEL NORTE 1 G2 0.0% CELSIA ALTERNEGY, S.A. 99.1% ESTRELLA DEL NORTE 2 G3 95.1% CATIVA % HIDRO IBÉRICA, S. A, ESTRELLA DEL NORTE 2 G4 91.9% CATIVA % EL FRAILE G1 ESTRELLA DEL NORTE 2 G5 95.9% CATIVA % EL FRAILE G2 99.2% ESTRELLA DEL NORTE 2 G6 94.4% CATIVA % 98.9% ESTRELLA DEL NORTE 2 G7 95.3% CATIVA % HIDRO PANAMÁ SANTA INES G1 96.4% CATIVA % ANTON 1 G1 SANTA INES G % CATIVA % ANTON 1 G2 99.6% SANTA INES G2 41.3% CATIVA % ANTON 1 G3 99.6% SANTA INES G3 99.1% CATIVA % ANTON 1 G4 99.6% SANTA INES G4 45.9% CATIVA % ANTON 1 G5 99.6% SANTA INES G5 89.9% LORENA G1 99.8% ANTON 1 G6 99.6% SANTA INES G6 99.1% LORENA G2 98.7% ANTON 2 G1 99.6% SANTA INES G7 0.0% PRUDENCIA G % ANTON 2 G2 99.6% SANTA INES G8 37.2% PRUDENCIA G2 99.7% ANTON 2 G3 99.6% SANTA INES G9 76.9% ANTON 2 G4 99.6% CELSIA BAHÍA LAS MINAS CORP. ANTON 2 G5 99.6% LAS PERLAS NORTE, S. A. BLM G2 43.6% ANTON 2 G6 99.6% LAS PERLAS NORTE G1 99.5% BLM G3 49.9% ANTON 3 G1 99.6% LAS PERLAS NORTE G2 99.5% BLM G4 87.7% ANTON 3 G2 99.6% BLM G8 95.7% ANTON 3 G3 99.6% LAS PERLAS SUR, S. A. BLM G9 0.0% ANTON 3 G4 99.6% LAS PERLAS SUR G1 99.4% BLM G9 CARBON 83.4% ANTON 3 G5 99.6% LAS PERLAS SUR G2 99.4% J. BROWN G5 91.6% ANTON 3 G6 99.6% J. BROWN G6 81.8% 99.6% PANAM GENERATING HIDROECOLÓGICA DEL TERIBE, S. A. PANAM G1 95.5% CELSIA BONTEX, S. A. BONYIC G % PANAM G2 82.6% GUALACA G1 91.3% BONYIC G % PANAM G3 82.4% GUALACA G2 93.6% BONYIC G % PANAM G4 66.9% PANAM G5 88.6% CORPORACIÓN DE ENERGÍA DEL ISTMO LTDA, S. A. HIDROELÉCTRICA SAN LORENZO PANAM G6 91.1% LAS CRUCES G1 99.6% SAN LORENZO G1 99.6% PANAM G7 95.5% LAS CRUCES G2 99.7% SAN LORENZO G2 99.8% PANAM G8 99.9% LAS CRUCES G3 99.9% PANAM G9 99.9% HIDROPIEDRA, S. A. ELECTROGENERADORA DEL ISTMO, S. A. RP490 G % PASO ANCHO HYDRO POWER MENDRE2 G1 98.8% RP490 G % PASO ANCHO G1 97.6% MENDRE2 G % PASO ANCHO G2 47.8% HYDRO CAISAN, S. A. ELECTRON INVESTMENT, S. A. EL ALTO G % PEDREGAL POWER MONTE LIRIO G1 99.7% EL ALTO G % PACORA G1 54.5% MONTE LIRIO G % EL ALTO G3 99.8% PACORA G % MONTE LIRIO G3 99.8% PACORA G3 99.6% IDEAL PANAMÁ, S. A. EMPRESA DE ENERGÍA Y SERVICIOS DE PANAMÁ, S.A. BAITUN G1 99.4% SALTOS DEL FRANCOLÍ, S.A. ALGARROBO G % BAITUN G2 98.9% LOS PLANETAS 1 G1 99.4% ALGARROBO G % BAITUN G4 98.7% LOS PLANETAS 1 G2 99.3% DOLEGA G1 99.8% BAJO DE MINA G1 90.0% LOS PLANETAS 1 G3 95.8% DOLEGA G2 99.8% BAJO DE MINA G2 98.1% DOLEGA G3 99.8% BAJO DE MINA G3 99.8% VALLEY RISE INVESTMENT CORP. M.MONTE G1 94.8% GIRAL G1 94.4% M.MONTE G2 94.8% ISTMUS HIDROPOWER CORPORATION GIRAL G2 98.2% YEGUADA G1 84.8% CONCEPCION G1 99.2% GIRAL G3 92.6% YEGUADA G2 99.5% CONCEPCION G2 98.9% GIRAL G4 92.7% YEGUADA G3 0.0% GIRAL G5 90.7% GIRAL G6 20.5% GIRAL G7 83.1% GIRAL G8 0.0% Tabla 8: Porcentajes de disponibilidad de las unidades del plantel de generación 29 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

31 15. DISPONIBILIDAD DE LOS AGENTES PRODUCTORES EN EL MES (CONTINUACIÓN) En la Gráfica 24 se presentan los porcentajes de disponibilidad por agente para el mes de Diciembre. AES CHANGUINOLA AES PANAMÁ AUTORIDAD DEL CANAL DE PANAMÁ AUTORIDAD DEL CANAL DE PANAMÁ GENERADOR CALDERA ENERGY CORP. CELSIA ALTERNEGY, S.A. CELSIA BAHÍA LAS MINAS CORP. CELSIA BONTEX, S. A. ELECTROGENERADORA DEL ISTMO, S. A. ELECTRON INVESTMENT, S. A. EMPRESA DE ENERGÍA Y SERVICIOS DE PANAMÁ, S.A. EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA, S. A. ENEL FORTUNA GENERADORA ALTO VALLE, S. A. GENERADORA DEL ATLÁNTICO, S. A. GENERADORA PEDREGALITO, S. A. GENERADORA RÍO CHICO, S. A. HIDRO BOQUERÓN, S. A. HIDRO IBÉRICA, S. A, HIDRO PANAMÁ HIDROECOLÓGICA DEL TERIBE, S. A. HIDROELÉCTRICA SAN LORENZO HIDROPIEDRA, S. A. HYDRO CAISAN, S. A. IDEAL PANAMÁ, S. A. ISTMUS HIDROPOWER CORPORATION LAS PERLAS NORTE, S. A. LAS PERLAS SUR, S. A. PANAM GENERATING PASO ANCHO HYDRO POWER PEDREGAL POWER 100% 80% 60% 40% 20% 0% SALTOS DEL FRANCOLÍ, S.A. VALLEY RISE INVESTMENT CORP. Disponible Indisponible Gráfico 24: Comparación de la disponibilidad de las centrales de generación por Agente. 30 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

32 16. ERROR DE CONTROL DE ÁREA (ECA) En la Tabla 9 se muestra la fecha y hora donde la deviación promedio en intervalos de 10 minutos del error de control de área no cruzó por cero (0). Se considera que se tiene un control de calidad si las normas son cumplidas el 90.00% del tiempo, para este mes se cumplió al 100% Día/Hora Totales 1-Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Dec Totales Tabla 9: Cantidad de Desviaciones del error de control de área ocurrida en este mes. 31 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

33 17. DESVIACIÓN DEMANDA MÁXIMA DE GENERACIÓN Descripción Monto (MW) Consumo Participantes 1 1, Pérdidas de T ransmisión DMG medida 3 1, DMG IID 4 1, Desviación DMG % Fecha 9-Nov-16 Hora 13:27:00 p. m. 1 Sumatoria de los Consumos de los Participantes 2 Pérdidas de Transmisión Calculadas para condiciones señaladas del SIN 3 Sumatoria de los valores anteriores 4 Demanda Máxima de Generación del Informe Indicativo de Demandas Tabla 10: Desviación de la DMG con respecto a la demanda real. 32 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

34 18. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA HORARIA La estimación de la demanda semanal horaria presentó una desviación promedio de 0.55% (la demanda real es menor que la demanda estimada). El mayor valor de desviación (positiva) fue por el orden de 11.18% el día 15 de Diciembre a la hora 1:00; el mayor valor de desviación (negativa) fue de % el día 25 de Diciembre a la hora 15:00. Día/Hora Máx Prom Mín (2.54) (0.29) (0.66) (0.99) (1.88) (1.24) (1.36) (4.08) 0.60 (1.78) (4.08) (0.24) (3.87) (0.68) (2.64) (3.69) (1.46) (0.31) (0.99) (0.14) (5.58) 0.66 (0.67) (0.80) (0.03) 0.34 (0.87) 3.07 (0.35) (5.58) 3 (2.43) (1.88) (2.86) (2.96) (1.00) 0.44 (4.23) (4.23) (0.18) 1.95 (0.30) (0.30) 8 (0.73) (3.37) (1.60) (1.87) (1.25) 2.69 (0.11) (0.49) 0.32 (0.88) (0.50) (1.73) (2.47) (3.32) (1.60) 0.06 (1.91) (3.91) (1.08) (3.67) (2.55) (3.60) (1.85) (0.33) 2.69 (1.49) (3.91) 9 (0.69) (2.05) (3.19) (3.61) (2.60) 0.28 (4.23) (1.77) (0.75) (0.75) (4.23) 10 (4.85) (4.47) (4.61) (4.31) (1.73) 0.03 (4.83) (2.92) (2.54) (0.99) (1.76) (1.23) (1.39) (2.07) (1.46) (0.69) (1.89) (6.05) (2.01) (3.31) (2.00) (2.53) (3.12) (1.58) 0.03 (2.60) (6.05) 11 (2.08) (2.31) (1.50) (2.06) (1.55) 0.92 (2.05) (1.99) (1.62) (2.31) (0.76) (0.76) (0.40) (0.40) (0.58) (0.58) (2.98) (0.42) (0.55) (0.52) (2.98) (0.85) (3.18) (1.01) (4.59) (6.23) (0.10) (0.69) (0.46) (0.84) (0.81) (1.18) (0.20) (6.23) (0.05) (1.73) (2.76) (7.48) (0.76) (0.68) (1.83) (1.63) (0.02) (1.60) (7.48) (0.92) (0.92) (1.26) (0.24) (1.26) (4.83) (1.33) (5.69) (6.52) (5.53) (4.27) (6.19) (7.05) (6.05) (6.07) (5.00) (10.16) (5.69) (5.44) (2.45) (2.00) (4.48) (1.72) 6.53 (2.74) (10.16) 23 (2.30) (1.51) 0.08 (2.31) (3.13) (2.10) (8.73) (6.19) (6.72) (6.81) (6.92) (3.09) (5.07) (7.37) (10.27) (8.80) (10.44) (13.08) (5.08) (5.89) (5.18) (2.82) (2.54) (2.63) 0.08 (5.37) (13.08) 24 (6.09) (6.36) (5.80) (8.25) (7.86) (6.86) (9.63) (10.34) (8.83) (10.28) (9.04) (9.03) (9.90) (8.62) (8.22) (5.93) (5.92) (7.92) (2.74) (5.21) (5.17) (5.55) (4.71) (4.55) (2.74) (7.20) (10.34) 25 (2.19) (0.26) 1.36 (1.26) (2.99) (1.96) (4.54) (9.78) (10.45) (16.33) (19.63) (21.63) (23.57) (23.48) (25.46) (24.55) (24.92) (25.42) (15.06) (14.78) (12.63) (9.87) (9.60) (8.65) 1.36 (12.82) (25.46) 26 (9.69) (8.26) (8.90) (9.28) (8.95) (6.01) (6.26) (8.74) (9.50) (10.56) (8.57) (9.19) (8.34) (7.33) (6.53) (5.85) (6.95) (7.90) (2.55) (4.00) (3.04) (3.20) (4.06) (4.56) (2.55) (7.01) (10.56) 27 (6.60) (6.83) (4.76) (7.66) (8.85) (4.76) (8.59) (4.05) (2.58) (2.73) (2.20) (1.15) (2.18) (1.99) (1.96) (1.63) (1.85) (6.98) 0.09 (1.32) (3.06) (8.85) (3.66) (0.04) (0.27) (1.65) (1.67) (2.15) (1.13) (0.61) (0.62) (5.75) (0.67) (1.10) (1.11) (0.36) (5.75) (0.14) (0.05) 0.14 (6.36) (5.53) (5.96) (6.44) (7.42) (6.08) (5.51) (4.44) (3.09) (1.84) (2.24) (7.61) (4.65) (5.46) (3.82) (4.58) (2.01) (2.26) 3.94 (3.09) (7.61) (5.30) (5.29) (1.36) (5.82) (6.68) (6.22) (7.80) (7.33) (6.74) (7.10) (8.79) (8.57) (8.13) (7.48) (11.55) (4.10) (8.19) (8.28) (5.01) (2.81) (0.91) 0.82 (5.48) (11.55) (0.61) 1.81 (0.82) (1.48) (0.62) (4.09) (6.41) (4.85) (4.47) (7.09) (6.43) (5.90) (5.95) (5.09) (3.37) (3.85) (6.80) 0.48 (3.22) (1.86) (2.37) (1.11) (2.24) 1.81 (3.12) (7.09) Máximo Promedio (2.35) (0.08) (0.40) (1.05) (0.90) (0.60) (0.92) (0.54) (3.12) (3.12) Tabla 11: Desviación de la demanda estimada vs la real ocurrida en este mes. La Gráfica 25 presenta las desviaciones de la demanda diaria real con respecto a la pronosticada para el mes de Diciembre. La Gráfica 26 presenta las desviaciones de la demanda horaria real con respecto a la pronosticada. En la Gráfica 27 se muestra una comparación de los registros mensuales de la demanda máxima del SIN de los años 2011 a La Gráfica 28 presenta la energía entregada al SIN mensualmente de los años 2011 a Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

35 18. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA HORARIA (CONTINUACIÓN) 15 Desviación Demanda Diaria (5) (10) (15) (20) (25) (30) Máx Mín. Prom Gráfica 25: Desviaciones de la demanda diaria con respecto a la pronosticada. 15 Desviación Demanda Horaria (5) (10) (15) (20) (25) (30) Máx Mín. Prom Gráfica 26: Desviaciones de la demanda horaria con respecto a la pronosticada. 34 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

36 18. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA HORARIA (CONTINUACIÓN) En la Tabla 12 se muestra una comparación de la evolución del consumo de energía en el SIN para los años 2006 a En las Gráficas 27, 28 y 29 se presentan el comportamiento de la demanda máxima tanto en potencia como en energía y el consumo total mensual de los años 2012 a Tasa de Crecimiento [%] de la Demanda de Energía según el Mes del Año Anterior Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio % 3.29% 2.79% -3.75% 1.73% 2.15% 1.97% 3.86% 3.85% 5.31% 4.38% 6.35% 2.58% % 5.84% 6.58% 7.17% 5.26% 6.81% 5.12% 2.45% 3.34% 4.61% 6.49% 2.66% 5.40% % 1.46% -1.42% 7.12% 2.15% -0.14% 1.24% 2.68% 5.47% 3.80% -0.43% 3.36% 2.31% % 3.77% 5.50% 1.11% 5.48% 6.80% 7.90% 6.11% 6.02% 5.38% 7.73% 10.32% 5.66% % 10.81% 12.29% 10.37% 11.85% 9.06% 5.96% 8.48% 4.11% 5.42% 5.42% -4.33% 7.36% % 6.17% -1.18% 2.15% 3.76% 5.12% 5.90% 6.68% 7.67% 4.83% 7.04% 13.11% 5.35% % 5.15% 11.78% 7.09% 7.52% 8.82% 9.01% 6.69% 5.22% 8.54% 9.57% 6.97% 8.02% % 4.99% 3.57% 10.10% -2.10% -0.37% 3.21% 3.18% 5.89% 4.73% 5.77% 4.40% 4.31% % 7.51% 2.04% -2.45% 4.67% 6.55% 8.61% 5.89% 4.79% 6.76% 2.77% 4.28% 4.44% % 2.95% 7.63% 9.03% 11.91% 11.57% 5.99% 7.64% 6.53% 5.80% 5.74% 11.02% 7.75% % 6.84% 4.65% 6.64% 3.83% -0.27% -1.16% 3.31% 2.40% 1.61% -0.74% 4.53% 2.99% Promedio 5.00% 5.34% 4.93% 4.96% 5.10% 5.10% 4.89% 5.18% 5.03% 5.16% 4.89% 5.70% 5.11% Tasa de Crecimiento [%] de la Demanda de Energía según el Acumulado Anual Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio % -1.21% -3.98% -0.45% -1.59% -1.08% -1.06% -2.98% -2.76% -2.53% 2.03% -2.92% -1.54% % 0.28% -3.51% -0.59% -0.07% -1.21% 0.38% 0.73% -0.28% -1.51% 1.14% -0.03% -0.39% % 0.80% -1.26% -5.66% 0.16% 0.93% 1.01% 0.01% -3.57% -2.86% 3.79% -1.08% -0.64% % -0.27% -3.17% -3.58% -1.86% -1.93% -2.45% -1.32% -4.70% -3.23% 1.24% -6.25% -2.29% % -1.43% -5.06% -3.30% -2.99% -0.24% 1.84% 0.06% 0.76% 0.39% 4.41% 5.73% 0.01% % -3.19% -1.19% -2.99% -4.09% -2.35% -0.62% -2.86% -2.78% -0.04% 1.95% -2.65% -1.73% % -0.51% -4.28% -1.34% -3.16% -2.79% -1.17% -1.11% 0.17% -0.62% 0.40% -1.47% -1.32% % 1.36% -2.02% -5.03% 4.09% 1.89% -0.29% -0.32% -1.67% -1.17% -1.09% -1.52% -0.48% % -3.54% -1.43% -1.15% 1.41% -2.08% -5.71% -2.37% -2.44% -3.79% 0.40% -1.58% -1.86% % 0.59% -2.01% -2.74% -2.40% -5.01% -2.79% -1.46% -0.56% -1.38% 2.58% -4.94% -1.68% % -0.82% -1.41% -3.93% -0.93% -0.22% 1.96% -1.27% 0.44% 0.25% 6.05% -6.61% -0.54% Total 0.00% -0.72% -2.67% -2.80% -1.04% -1.28% -0.81% -1.17% -1.58% -1.50% 2.08% -2.12% -1.13% Tasa de Crecimiento [%] de la Demanda de Energía según el Acumulado de los últimos 12 meses Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio % 0.52% -4.13% -1.07% -2.49% -2.00% -2.00% -4.04% -3.82% -3.42% 1.73% -2.95% -1.76% % -1.83% -7.06% -3.60% -2.62% -3.42% -1.30% -0.63% -1.40% -2.41% 0.91% -0.05% -2.19% % 1.35% -1.48% -7.22% -1.08% -0.14% 0.22% -0.56% -4.13% -3.41% 3.61% -1.08% -1.19% % 0.05% -4.08% -5.66% -3.91% -3.77% -4.02% -2.53% -6.00% -4.40% 0.87% -6.29% -3.29% % -4.37% -9.81% -8.15% -7.51% -3.87% -0.88% -1.97% -0.80% -0.68% 4.22% 5.72% -2.55% % -3.89% -2.63% -5.30% -7.21% -5.42% -3.23% -5.35% -4.92% -1.71% 1.08% -2.65% -3.30% % -3.10% -8.22% -4.99% -7.02% -6.39% -4.10% -3.61% -1.82% -1.96% -0.08% -1.49% -3.78% % 0.04% -4.17% -8.08% 2.17% 0.26% -1.73% -1.52% -2.58% -1.80% -1.34% -1.53% -1.94% % -3.69% -2.17% -2.50% 0.85% -2.51% -6.39% -2.86% -2.82% -4.01% 0.46% -1.31% -2.33% % -1.99% -5.06% -5.95% -5.15% -7.77% -5.45% -3.62% -2.19% -2.67% 2.04% -4.98% -3.85% % -0.87% -1.81% -5.09% -1.97% -1.32% 1.12% -2.04% -0.07% -0.09% 6.24% -6.63% -1.03% Total -1.00% -1.62% -4.60% -5.24% -3.27% -3.31% -2.52% -2.61% -2.78% -2.41% 1.79% -2.11% -2.47% Tasa de Crecimiento [%] de la Demanda de Energía según el Mes Anterior Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio % -2.34% -4.93% 3.25% -1.55% 0.29% -0.16% -2.35% -0.13% -0.07% 4.63% -5.33% -0.59% % 0.53% -5.76% 2.63% 0.50% -1.38% 1.63% 0.46% -1.05% -1.39% 2.72% -1.19% -0.25% % 1.54% -2.75% -6.33% 5.55% 0.95% 0.25% -1.01% -4.04% 0.37% 6.81% -5.17% -0.36% % -0.52% -4.63% -1.61% 1.19% -0.46% -0.93% 0.92% -3.94% 1.04% 4.44% -8.21% -0.96% % -2.75% -6.41% 0.58% -0.47% 2.62% 2.39% -1.81% 0.80% -0.33% 4.45% 1.90% 0.31% % -6.25% 1.32% -2.80% -2.15% 1.22% 1.59% -2.66% -0.26% 2.66% 2.17% -4.95% -1.22% % -1.00% -6.10% 2.38% -2.62% -0.20% 1.38% -0.10% 1.29% -0.87% 1.05% -2.02% -0.63% % 2.56% -4.54% -4.70% 9.64% -1.92% -2.27% -0.07% -1.55% 0.36% -0.04% -0.56% -0.44% % -3.39% 1.29% -0.11% 2.89% -3.97% -4.58% 2.82% -0.37% -1.75% 4.08% -2.15% -0.40% % 1.12% -3.71% -1.65% -0.29% -3.57% 1.64% 1.08% 0.83% -0.97% 4.14% -8.21% -1.03% % -1.60% -1.32% -3.83% 2.65% 0.66% 2.51% -3.49% 1.74% -0.16% 6.38% % -0.51% Total -0.07% -1.10% -3.41% -1.11% 1.39% -0.52% 0.31% -0.57% -0.61% -0.10% 3.71% -4.55% -0.55% 35 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

37 18. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA HORARIA (CONTINUACIÓN) [MW] 1,700 Demanda Máxima por Mes 1,600 1,500 1,400 1,300 1,200 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Gráfica 27: Registro Mensual de la Demanda Máxima por Mes [MWh] 34,000 Energía Diaria Máxima por Mes 32,000 30,000 28,000 26,000 24,000 22,000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Gráfica 28: Registro Mensual de la Energía Máxima por Mes [MWh] 950, , , , , , , ,000 Consumo Mensual de Energía Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Gráfica 29: Registro del Consumo Mensual de Energía 36 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

38 19. DISPONIBILIDAD DE LOS EQUIPOS SCADA/EMS En noviembre los servidores SCADA mantuvieron altos índices de disponibilidad incluso los servidores de aplicaciones que por la naturaleza de sus funciones y por los continuos trabajos de mantenimiento de actualización de base de datos, registran un 99.99% de disponibilidad. Tabla 13: Registro de disponibilidad de los Servidores Disponibilidad para los Equipos Terminales Remotos: Gráfica 30: Disponibilidad de las Unidades Terminales Remotas (RTU) De los equipos remotos que registraron problemas de telemetría fueron Sarigua, Solar Paris, Albrook, Los Planetas y Charco Azul, el resto de las Unidades Terminales Remotas presentaron excelentes índices de disponibilidad. 37 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016

39 19. DISPONIBILIDAD DE LOS EQUIPOS SCADA/EMS (CONTINUACIÓN) Los medidores SMEC, registraron las siguientes indisponibilidades: Gráfica 31: Indisponibilidad mensual de los medidores SMEC. 38 Informe Mensual de Operaciones Dicimebre de 2016