Informe cndc mediano plazo.
Sergio AntezanaInforme17 de Marzo de 2017
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COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA
INFORME DE LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO
PERIODO MAYO 2017 – ABRIL 2021
Marzo 15, 2017
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ÍNDICE
1. Presentación 1
2. El Sistema Eléctrico 4
3. Demanda 5
4. Oferta de Generación y Transmisión 53
5. Información Básica 61
6. Programa de Mantenimientos 69
7. Metodologia de Optimizacion y Simulacion 72
8. Resultados de la Simulacion de la Operacion 76
9. Costos Marginales 81
10. Potencia Firme 84
11. Potencia de Reserva Fria 100
12. Necesidades de Potencia 103
13. Unidades en Condicion de Potencia de Punta Generada 104
14. Precio Basico de la Potencia 105
15. Factores de Perdidas de Potencia 108
16. Precios de Potencia en Nodos 108
17. Balances de Oferta y Demanda 108
18. Problemas Detectados 112
ANEXOS
- Diagramas del Sistema de Interconexión
- Diagrama del Sistema Troncal de Interconexión
- Diagrama Unifilar del Sistema Troncal Interconectado
- Demanda de Energía y Potencia
- Proyecciones de Demanda Anual
- Proyecciones de Energía y Potencia Máxima por Periodos
- Proyección de la Demanda Máxima Coincidental
- Proyección de la Demanda de Energía por Bloques Horarios
- Información Básica para el Estudio
- Diferencias Observadas en la Información de los Agentes
- Sistema de Transmisión Utilizado en la Simulación de la Operación
- Consumo Propio, Ventas Directas y Pérdidas entre Bornes de Generador y el SMEC en el año 2016
- Programa de Mantenimientos
- Programa de Mantenimientos
- Estadística de Desconexión Programada de Unidades Térmicas en Períodos Menores a Cuatro Días
- Simulación del Sistema
- Principales Características de Centrales Hidroeléctricas
- Factores de Penalización por Vertimientos en Centrales Hidroeléctricas
- Temperaturas Medias Mensuales en Centrales Térmicas
- Capacidad Efectiva de Unidades Térmicas en función de la Temperatura
- Régimen de Operación de Unidades Térmicas
- Características de Unidades Térmicas para la Temperatura Media Anual
- Factores de Corrección de la Reserva Rotante por la Variación Estacional de la Temperatura.
- Energía Despachada
- Energía Despachada
- Volumen Embalsado
- Costos Marginales
- Costos Marginales por Bloque
- Energía y Costo de Unidades Forzadas
- Energía y Costo de Unidades de Reserva Fría
- Potencia Firme
- Pérdidas de Potencia entre Bornes de Generador y el SMEC
- Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas
- Temperaturas Máximas Registradas
- Características de Unidades Térmicas para la Temperatura Máxima Probable, Listado de subperiodos de Potencia Firme.
- Capacidad de Unidades Termoeléctricas
- Red Expandida para el Cálculo de la Potencia Firme.
- Potencia Firme Inicial y Pérdidas de Transmisión fuera del STI
- Potencia Firme
- Reserva Fría del Sistema
- Precio de la Potencia
- Selección de la Ubicación de la Unidad Marginal
- Precio Básico de la Potencia
- Precios referenciales de Gas Turbine Word Handbook
- Factores de Pérdidas de Potencia
- Precios de Potencia en Nodos de Consumo
- Balance de Potencia en Bornes
INFORME DE LA PROGRAMACIÓN DE MEDIANO PLAZO
PERIODO MAYO 2017 – ABRIL 2021
PRESENTACIÓN
El presente informe contiene la programación de mediano plazo para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para el período mayo 2017 - abril 2021.
El alcance de este trabajo se ajusta a las disposiciones del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico aprobado por D.S. 26093 y del Reglamento de Precios y Tarifas aprobado por D.S. 26094; se basa en información suministrada por los Agentes del MEM y en los procedimientos aprobados por el CNDC, por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) y la Ex Superintendencia de Electricidad.
El artículo 30 del ROME establece que los Agentes del Mercado, presentarán al CNDC la información sobre sus previsiones y datos para los siguientes 48 meses, a partir del inicio del siguiente periodo estacional. La información debe ser presentada el 10 de febrero de cada año para la programación de mediano plazo que comienza en mayo.
En la declaración realizada para el Informe de Mediano Plazo, periodo mayo 2017 - abril 2021, el 10 de febrero de 2017, los Agentes informaron el ingreso de los siguientes proyectos:
- ENDE con notas ENDE-DOSE-8/1-16 de fecha 10 de febrero de 2017 y ENDE-DOSE-8/6-16 de fecha 10 de febrero de 2017, informó el ingreso de las centrales hidroeléctricas: Misicuni (120 MW), Umapalca (85.56 MW), Palillada (118.95 MW); las unidades termoeléctricas de SBJ01 (1.2 MW), SBJ02 (0.6 MW) RBQ01(1.2 MW), RBQ02 (0.6 MW), YUC01 (0.35 MW), SIG01(0.35 MW), SIG02(0.38 MW) y SAY01(1.0 MW) y SAY02(0.62 MW) en las centrales de San Borja, Rurrenabaque, Yucumo, San Ignacio y Santa Ana respectivamente; el ingreso de la central fotovoltaica Solar de Oruro (50 MW); así como el ingreso de las líneas de transmisión: Misicuni – Colcapirhua 115 kV, Umapalca - Palillada 230 kV, Palillada - Palca 230 kV; el ingreso del transformador Trinidad 115/24.9 kV; asimismo, el ingreso de las demandas: Litio en el salar de Uyuni y una nueva demanda de YPFB en el nodo de Yaguacua 230 kV.
- ENDE TRANSMISION con notas GP-0225-17 de fecha 10 de febrero de 2017, GP-299-17 de fecha 23 de febrero de 2017 y GP-310-17 de fecha 24 de febrero de 2017, informó el ingreso de los siguientes proyectos de transmisión: Warnes – Brechas 230 kV (doble terna), Warnes – Urubó 230 kV, Bélgica – Los Troncos 230 kV (doble terna incompleta), Carrasco – Bélgica 230 kV, Bélgica –Warnes 230 kV, Bélgica - Guaracahi 230 kV, Huaji – Caranavi 115 kV, Valle Hermoso – Irpa Irpa 115kV, Irpa Irpa – Sacaca 115 kV, Valle Hermoso – Caihuasi 115 kV, Caihuasi – Vinto 115 kV, Cayhuasi – Jeruyo 115 kV, San José – Miguelito 230 kV, Miguelito – Santivañez 230 kV (doble terna), Mazocruz – Pallina 230 kV (doble terna), Tarija – Carreras 2 230 kV (doble terna incompleta), Las Carreras – Torre Huayco 230 kV (doble terna incompleta), Torre Huayco – Litio 230 kV (doble terna incompleta), Chilcobija – Torre Huayco 69 kV, Torre Huayco – Tupiza 69 kV, Litio – Salar 115 kV, Tarija – Angostura 115 kV, Chimoré – Villa Tunari 230 kV, Villa Tunari – San José 230 kV, Warnes – San Julian 230 kV, San Julian – Brechas 230 kV, Santivañez – Carrasco 500kV, Warnes – Urubo 230 kV (circuito independiente), Warnes – Belgica 2 230 kV, Carrasco – Yapacani 230 kV, Yapacani – Belgica 230 kV, Carrasco – Barra Colectora (Brechas) 500 kV, Santivañez – Caihuasi 230 kV, Caihuasi – Vinto 230 kV, Carrasco – Entre Ríos, Entre Rios – Entre Rios 2, Carrasco – Entre Rios 2,y el repotenciamiento de las líneas Vinto – Santivañez 230 kV, Vinto – Mazocruz 230 kV. Asimismo, ENDE TRANSMISIÓN informó el ingreso de los siguientes transformadores: Brechas 230/115 kV, Brechas 230/69 kV, Troncos 230/115 kV, Santivañez 230/115 kV, Pallina 230/115 kV, Litio 230/115 kV, Torre Huayco 230/69 kV, 2do transformador Tarija 230/115 kV,San Julian 230/115 kV, Urubó 230/69 kV, Urubó 230/115 kV, Yapacani 230/115 kV y los Autotranformadores: Carrasco 500/230 kV (7*150 MVA), Santivañez 500/230 kV (7*150 MVA) y Barra Colectora (Brechas) 500/230 kV (7*150 MVA).
- ENDE ANDINA mediante nota CBBEA-0635/17 de fecha 10 de febrero de 2017, informó el ingreso de las unidades TVCCWAR01 (40.34 MW) para el 10 de mayo de 2019, TVCCWAR02 (40.34 MW) el 10 de julio de 2019, CCWAR03 (136.16 MW) el 27 de enero de 2019, CCWAR04 (136.16 MW) el 10 de marzo de 2019, en la central Termoeléctrica de Warnes; TVCCSUR01 (36.72 MW) el 27 de marzo de 2019, TVCCSUR02 (36.72 MW) el 27 de junio de 2019 y CCSUR03 (131.80 MW) el 27 de noviembre de 2018, CCSUR04 (131.80 MW) el 27 de febrero de 2019 en la central Termoeléctrica del SUR y CCERI01 (136.40 MW) para el 10 de agosto de 2019, CCERI02 (136.40 MW) el 10 de octubre de 2019, CCERI03 (136.40 MW) el 10 de diciembre de 2019.
- La Empresa Eléctrica Corani con nota COR/GG-0536-2017 de fecha 10 de febrero de 2017, informó el ingreso de los proyectos San José 1 (55 MW) y San José 2 (69 MW) el 30 de octubre de 2017 y 26 de marzo de 2018 respectivamente, el ingreso de COR05 el 30 de diciembre de 2017; asimismo, el ingreso de las siguientes centrales eólicas: Warnes I (21 MW) el 1 de noviembre de 2018, San Julian (36 MW) el 1 de mayo de 2019, El Dorado (36 MW) el 1 de diciembre de 2019, Qollpana III (51 MW) el 1 de enero de 2019, Warnes II (21 MW) el 1 de enero de 2019 y La Ventolera (24 MW) el 1 de noviembre de 2018.
- ENDE Guaracachi mediante nota EGSA/GG-C-113/GN-066-2017 de fecha 10 de febrero de 2017, informó el ingreso de: central Fotovoltaica Yunchara (5 MW) el 21 de junio de 2017 y Central Fotovoltaica Uyuni (60 MW) el 21 de diciembre de 2017.
- ENDE Valle Hermoso mediante nota EVH-GGN-130/17 de fecha 9 de febrero de 2017, informó el ingreso de las centrales de Sehuencas (188.62 MW) el 21 de enero de 2021 y Juntas (91.26 MW) el 21 de enero de 2021.
- CRE con nota GIE/001/2017 de fecha 6 de febrero de 2017, informó el ingreso de las siguientes líneas de subtransmisión: Warnes – Guapilo 115 kV, 2da línea Urubó - Feria Exposición 69 kV, 2da línea Urubó - Nueva Jerusalen 69 kV, Brechas - Mapaiso 69 kV, Brechas - Palmar 69 kV, Guapilo – Plan Tres Mil 115 kV, Plan Tres Mil - Brechas 115 kV, Montero – Mineros 115 kV, Urubó – Feria 115 kV, Mineros – Aguai 115 kV y Belgica – Valle Sánchez 115 kV; asimismo, CRE informo el ingreso de nuevo nodo de retiro: Brechas 115 kV, Brechas 69 kV, Los Troncos 115 kV, Urubo 115 kV, San Julian 115 kV y Yapacani 115 kV.
- DELAPAZ con nota DLP-0908 de fecha 10 de febrero de 2017, informó el ingreso de las siguientes líneas de subtransmisión: Contorno Bajo – Viacha 115 kV, Alto. Achachicala – 16 de Julio 115 kV, 16 de Julio – El Alto 115 kV, Palca – Rosassani 115 kV, Av. Arce – Tembladerani 115 kV, Tembladerani – El Alto 115 kV, Kenko – Luis Espinal 115 kV, Tarapaca – El Alto 115 kV, Tarapaca – Luis Espinal 115 kV; asimismo, un nuevo punto de retiro en Contorno Bajo 115 kV (Pallina 115 kV).
- ELFEC con nota GG.-GC. 0621 de fecha 10 de febrero de 2017, informó el ingreso de las líneas en subtransmisión Santivañez – Quillacollo 115 kV, Molle Molle Tiquipaya 115 kV, Tiquipaya – Cala Cala 115 kV y el repotenciamiento de la línea Arocagua – Central 115 kV.
- ENDE con nota ENDE-DOSE-2/9-17 de fecha 22 de febrero de 2017, en respuesta a la consulta del CNDC sobre la fecha del cierre del embalse de Misicuni, informó que el 3 de noviembre de 2016 efectuó el cierre de la válvula de desfogue del fondo, sin embargo el llenado no fue continuo sino hasta el 9 de enero de 2017; asimismo, informó que de acuerdo a la hidrología que se está dando en la gestión 2017, con la información real el llenado del embalse, no se prevé alcanzar la cota correspondiente al volumen de 30 Hm3.
En la misma nota, ENDE informó que se están realizando gestiones con las Empresas Misicuni y SEMAPA, para implementar un sistema de bombeo cerca de la presa con la finalidad de llevar al túnel un caudal de 500 a 600 lt/seg. Se considera que con este caudal, se podría contar con la operación de la unidad MIS01 en la fecha declarada, siempre y cuando se concrete la implementación del citado sistema de bombeo; sin embargo está en proceso de análisis, la potencia que podría generar dicha unidad en esas condiciones. Inicialmente se ha estimado una potencia de generación de 35 MW
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