Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del SEIN

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Seguimiento de Indicadores para la Supervisión de la Planificación de la Operación del SEIN Lima, febrero de 27

2 INDICE 1. INTRODUCCIÓN MARCO CONCEPTUAL DE LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN IMPORTANCIA DE LA ESTRUCTURA JERÁRQUICA DE LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN VINCULACIÓN ENTRE OPTIMIZACIÓN DE DISTINTA JERARQUÍA SUPERVISIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN INDICADORES DE GESTIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE OPERACIÓN DESVIACIONES DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO EVALUACIÓN DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN DE MEDIANO PLAZO GRADO DE CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN DE CORTO PLAZO (SEMANAL) CONCLUSIONES...22 ANEXO: PROCEDIMIENTO PARA SUPERVISAR LA GESTIÓN EN LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SEIN SEIN Página 1 de 1

3 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 Reglamento 1 ); 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. ( ) SEIN Página 2 de 2

4 Etapas de la Programación Largo Plazo Mediano Plazo Corto Plazo Calidad de información 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. No hay evidencia de disponer de un procedimiento donde se establezcan los criterios, herramientas y metodologías que se deben aplicar en la programación. Las herramientas informáticas que utilizan a la fecha, presentarían limitaciones en la optimización de todos los embalses y la red eléctrica del SEIN 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. 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 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. SEIN Página 3 de 3

5 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 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. SEIN Página 4 de 4

6 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. 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: Estocástico Optimización de la Operación de largo plazo (anual) Optimización de la Operación de corto plazo (semanal) 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) I M P O R T A N C I A Determinístico Optimización diaria Despacho económico de centrales hidráulicas y térmicas Distribución de cargas entre las máquinas en funcionamiento Funcionamiento eléctrico del conjunto Optimización momentánea Flujo óptimo de carga Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) Control de tensiones SEIN Página 5 de 5

7 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: 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). 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. 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. SEIN Página 6 de 6

8 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 Ejemplo de Curva del Valor del Agua. Volumen almacenado 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 SEIN Página 7 de 7

9 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. SEIN Página 8 de 8

10 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 SEIN Página 9 de 9

11 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 Generación 2. 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; ( ) SEIN Página 1 de 1

12 3.1. Desviaciones del Programa de Operación de Mediano Plazo El Programa de Operación de Mediano Plazo (PMP) que elabora el COES- SINAC 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 Junín 3, 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 = 1* Valor real Valor previsto Valor previsto A continuación se presentan algunas evaluaciones efectuadas 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 Hidro Térmica Total 3 Otros embalses no son optimizados por el COES debido a una deficiencia de la herramienta informática que utiliza para realizar este cálculo. SEIN Página 11 de 11

13 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: ±5% para la generación térmica y ±1% para la generación hidráulica. La siguiente tabla muestra la información en detalle: Meses PROGRAMADO [GWh] EJECUTADO [GWh] DIFERENCIA [%] Hidro Térmica Total Hidro Térmica Total Hidro Térmica Total ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 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 26 presentaba falta de información en la base de datos del SIOSEIN de la GART SEIN Página 12 de 12

14 35 3 [%] Desvio de los CMg. Programado /Ejecutado Programa Anual (actualización mensual) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP Punta Media Base OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC El costo marginal ejecutado presenta desviaciones muy grandes con respecto a lo previsto llegando a alcanzar valores del orden del +3% (4 veces lo previsto) y -7% 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 26 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.) Meses PROGRAMADO [ctv US$/KWh] EJECUTADO [ctv US$/KWh] DIFERENCIA [%] Punta Media Base Punta Media Base Punta Media Base ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC SEIN Página 13 de 13

15 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 [%] Nov- 5 Dic- 5 Desvio Volumen: Ejecutado vs Previsto (lago Junín) Ene- 6 Feb- 6 Mar- 6 Abr- 6 May- 6 Jun- 6 Jul- 6 Ago- 6 1era Semana 1er Mes Sep- 6 Oct- 6 Nov- 6 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) 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 Volatilidad del Costo Marginal de la Energía La volatilidad del costo de la energía fue calculada hasta julio de 26 tomando un paso horario para cada uno de los 3 bloques de demanda. Los resultados se muestran a continuación (unidades en S/. /MWh). SEIN Página 14 de 14

16 Ene-6 Feb-6 Mar-6 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 11,69 1,72 61,59 Base 53,29 41,16 41,6 48,7 19,84 29,31 Abr-6 May-6 Jun-6 MES BLOQUE Promedio Desviación Promedio Desviación Promedio Desviación Punta 247,76 137,43 43,46 214,71 333,9 192,38 Media 139,94 147,8 373,43 228,27 295,26 158,27 Base 32,87 41,96 297,1 194,9 238,1 139,6 Jul-6 MES BLOQUE Promedio Desviación Punta 356,64 139,7 Media 36,7 164,25 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 5% 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 Diagrama de Duración de la Demanda y del Cmg Enero-26 [S/. /MWh] [MW] CMg Demanda 1 5 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. SEIN Página 15 de 15

17 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. 6 [S/. /MWh] Demanda y su Cmg Asociado Enero-26 [MW] CMg Demanda 1 5 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 Demanda y su Cmg Asociado Febrero-26 [S/./MWh] [MW] Demanda y su Cmg Asociado Marzo-26 [S/./MWh] [MW] CMg CmgOrd Demanda CMg CmgOrd Demanda SEIN Página 16 de 16

18 12 Demanda y su Cmg Asociado Abril-26 [S/./MWh] [MW] Demanda y su Cmg Asociado Mayo-26 [S/./MWh] [MW] CMg CmgOrd Demanda CMg CmgOrd Demanda 12 Demanda y su Cmg Asociado Junio-26 [S/./MWh] [MW] Demanda y su Cmg Asociado Julio-26 [S/./MWh] [MW] CMg CmgOrd Demanda 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 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. SEIN Página 17 de 17

19 [MW] CMg Mensual, Potencias e Indisponibilidades Medias Mensuales (Año 26) US$/MWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Indisp. en base a GN Gen. en base a Residual Gen. en base a Diesel Cmg Promedio US$/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 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 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. SEIN Página 18 de 18

20 4 Demanda Ejecutada vs Programada (Programación Semanal: Año Desviación [%] 26 y comienzo 27) Ene rgía GWh Sem ana Desviación Programado 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 3 MW durante una semana Desviación de la Producción Prevista En los siguientes cuadros se presenta la desviación semanal prevista, tanto de la componente hidráulica como térmica. Desviación [%] 4 Desviación Producción Prevista Programación Semanal (Primera mitad 26) Semana Hidro Térmica SEIN Página 19 de 19

21 Desviación [%] Desviación Producción Prevista Programación Semanal (Segunda mitad 26 y comiezo 27) Semana Hidro 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 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. SEIN Página 2 de 2

22 Costos Ejecutados vs Programados (Programación Semanal: Año 26 Desviación [%] y comienzo 27 ) Millones soles Semana Desviación Programado 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 2% y en un caso extremo del orden de 1% 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 Desviación de Demanda y de Costo Total (Programación Semanal: De m anda [%] Año 26 y comienzo 27) Costo [%] Semana Costo Demanda 5 En la semana 1 la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) informó la interrupción total del servicio de transporte de gas natural a partir de las 3: h del Este evento fue totalmente imprevisible. SEIN Página 21 de 21

23 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 Conclusiones 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 Evaluación de la Operación de Mediano Plazo En el periodo analizado (Enero-Julio 26) 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 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. SEIN Página 22 de 22

24 Anexo: Procedimiento para Supervisar la Gestión en la Planificación de la Operación del SEIN SEIN Página 23 de 23

25 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 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley Nº Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N PCM. Procedimientos Técnicos del COES-SINAC PR-N 1, 2, 3, 5, 7, 8, 1 y 12, aprobados por Resolución Ministerial N EM/VME. Procedimiento Técnico del COES-SINAC PR-N 32, aprobado por Resolución Ministerial N MEM/DM. SEIN Página 24 de 24

26 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 PRODUCCIÓN ENERGÉTICA REAL VS. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DETERMINADA EN LA PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZO 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 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 FORMULACIÓN Este índice se calculará utilizando la relación: % Desvio Valor real Valor previsto = 1* 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. SEIN Página 25 de 25

27 PRESENTACIÓN PRODUCCION PREVISTO [GWh] PRODUCCION REAL [GWh] DESVIO [%] Año Meses HIDRAULICA TERMICA IMPOR. HIDRAULICA TERMICA IMPORT. HIDRAULICA TERMICA IMPORT. ENE FEB MAR ABR MAY XXXX 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 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) 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 FORMULACIÓN El Costo Marginal Mensual Previsto en el Largo Plazo es el valor determinado por el COES- SINAC 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: % CMR CMMP Desvío = 1*( ) CMMP Donde: SEIN Página 26 de 26

28 %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. Año XXXX PRESENTACIÓN Meses ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROGRAMADO [ctv US$/KWh] EJECUTADO [ctv US$/KWh] DIFERENCIA [%] Punta Media Base Punta Media Base Punta Media Base 5.3. VOLATILIDAD DEL COSTO MARGINAL DE LA ENERGÍA 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 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 FORMULACIÓN Para el cálculo de este indicador, para las distintas bandas horarias, se utilizan las siguientes relaciones: P( i + 1, j) c ( i, j) = log P( i, j) σ = H j= 1 c( i, j) H 2 H j= 1 2 c( i, j) H SEIN Página 27 de 27

29 Pr L = H j= 1 P( i, j) E( i, j) H j= 1 E( i, j) i Día laborable Pr NL = H j= 1 P( i, j) E( i, j) H j= 1 E( i, j) i Día No laborable Donde: c( i, j) : P( i, j) : Rosa. Variación en el Costo Marginal en el día i y en la hora j Costos Marginales en el día i y en la hora j (ctvs. US$/kWh) de la barra de Santa E ( i, j) : Enegía en el día i y en la hora j (ctvs. US$/kWh) Pr L ;Pr NL : 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 PRESENTACIÓN Año XXXX ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Meses DIAS LABORABLES [GWh] DIAS NO LABORABLES [GWh] PROMEDIO DESVIACION PROMEDIO DESVIACION 5.4. MAGNITUD DE LA GENERACIÓN FORZADA Y COSTO INCURRIDO POR RAZONES LOCALES 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. SEIN Página 28 de 28

30 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 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 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 PRESENTACIÓN Mes XXXX Tipo Evitar Arranque/Parada Tensión Seguridad Requerimiento propio Otros ENERGIA FORZADA MENSUAL POR AREAS (MWh) AREA 1 AREA 2 AREA 3 AREA 4.. AREA n Mes XXXX Tipo Evitar Arranque/Parada Tensión Seguridad Requerimiento propio Otros COSTO TOTAL DE LA GENERACIÓN FORZADA POR AREA (US$ ) AREA 1 AREA 2 AREA 3 AREA 4.. AREA n SEIN Página 29 de 29

31 5.5. DESVÍO ENTRE COSTOS MARGINALES HORARIOS SANCIONADOS Y PREVISTOS 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 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 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: Donde: Desvío = CMg CMg PR Desvío % Desvío = 1 * CMg PR %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 ENERO XXXX Días COSTO MARGINAL (ctv US$/KWh) DESVIO [%] Previsto Semanal Previsto Diario Real Semanal/Real Diario/Real SEIN Página 3 de 3

32 EVOLUCIÓN DEL VALOR DEL AGUA DE LOS EMBALSES ESTACIONALES 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 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) PRESENTACIÓN Día Hora Valor del Agua (ctv US$/KWh) Potencia (MW) Central XX Central YY Central XX Central YY Costo Marginal (ctv US$/KWh) LUNES XXXX-XXXX 5.7. DESVÍO MEDIO DE LA PREVISIÓN DE LA DEMANDA DIARIA 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). SEIN Página 31 de 31