Artículo - Complemento

Energía Garantizada Hidroeléctrica

Parte 1 del Modelo

Asimismo, siguiendo la norma operativa anterior, la probabilidad de garantizar una cierta cantidad de energía por el conjunto de centrales hidroeléctricas es de:

98% entre todo el conjunto en el periodo anual. 94.32% entre todo el conjunto por cada periodo semestral 89.63% de probabilidad para cada central hidroeléctrica de abastecer su cuota

de energía asignada, lo cual resulta de repartir en iguales probabilidades la cuota anual asignada.

Probabilidades que varían entre 33.72% (Miguillas) y 89.57% (Chojlla antigua) para cada central hidroeléctrica de abastecer su cuota de energía asignada cada semana, lo cual resulta de repartir en iguales probabilidades la cuota anual (a la probabilidad de 89.63%) de la central.

El gráfico que presenta las distintas probabilidades tanto a nivel del conjunto de centrales a nivel anual, de cada periodo, central y semana, se presenta a continuación:

ENERGIA GARANTIZADA POR EL PARQUE HIDROELECTRICOPARA EL 98% ANUAL

PERIODO NOVIEMBRE/2005 - ABRIL/2006

73.41%

33.72%

69.25%

43.16%

58.89%

69.25%

65.24%

35.15%

69.25%

40.23%

54.31%

59.91%

65.31%67.88%

70.35%

63.33%

69.80%

65.53%

68.87%

82.20%

74.67%

82.07%

65.00%

43.09%

69.25%

68.06%

89.63%

98.00%

94.32%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

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CENTRAL

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Probabilidad por Semana

Probabilidad por Central

Probabilidad ANUAL

Probabilidad por Periodo Semestral

Gráfico 1 – Probabilidades de Garantía de Energía del conjunto de Centrales Hidroeléctricas en el periodo Anual, por central y por semana

Por otro lado observamos que la energía en MWh que todo el conjunto de centrales hidroeléctricas garantiza en el periodo semestral seco (periodo de la derecha del gráfico 2), está representado por la línea azul. Asimismo, en el gráfico se observa el valor de la energía garantizada promedio del periodo seco representada por la línea naranja.

Energía Garantizada

MWh

Central Sigla

E. Garantizada 26 semanas

Periodo Seco Probabilidad AnualProbabilidad

PeriodoProbabilidad por Central

Probabilidad por Etapa

Santa Isabel SIS 210,121 98.00% 94.32% 89.63% 69.25%

Corani COR 159,146 98.00% 94.32% 89.63% 68.06%

Kanata KAN 6,763 98.00% 94.32% 89.63% 73.41%

Miguillas MIG 3,634 98.00% 94.32% 89.63% 33.72%

Angostura ANG 11,855 98.00% 94.32% 89.63% 43.16%

Choquetanga CHO 16,915 98.00% 94.32% 89.63% 58.89%

Carabuco CRB 15,916 98.00% 94.32% 89.63% 65.24%

Zongo ZON 5,413 98.00% 94.32% 89.63% 35.15%

Tiquimani TIQ 4,474 98.00% 94.32% 89.63% 40.23%

Botijlaca BOT 13,974 98.00% 94.32% 89.63% 54.31%

Cuticucho CUT 41,198 98.00% 94.32% 89.63% 59.91%

Santa Rosa 1 SRO1 9,961 98.00% 94.32% 89.63% 65.00%

Santa Rosa 2 SRO2 11,178 98.00% 94.32% 89.63% 43.09%

Sainani SAI 25,525 98.00% 94.32% 89.63% 63.33%

Chururaqui CHU 44,780 98.00% 94.32% 89.63% 69.80%

Harca HAR 53,220 98.00% 94.32% 89.63% 65.53%

Cahua CAH 52,715 98.00% 94.32% 89.63% 65.31%

Huaji HUA 65,860 98.00% 94.32% 89.63% 67.88%

Chojlla Nueva CHJ2 28,862 98.00% 94.32% 89.63% 68.87%

Yanacachi YAN 47,251 98.00% 94.32% 89.63% 70.35%

Chojlla Antigua CHJ1 3,141 98.00% 94.32% 89.63% 89.57%

Killpani KIL 19,214 98.00% 94.32% 89.63% 82.20%

Landara LAN 8,945 98.00% 94.32% 89.63% 82.07%

Punutuma PUN 7,815 98.00% 94.32% 89.63% 74.67%

867,882Tabla 1 – Energía Garantizada de las Centrales Hidroeléctricas – Norma Operativa anterior

ENERGÍA GARANTIZADA EN MWh POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA


20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

29/O

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6

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6

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01/A

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6

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br/0

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13/M

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27/M

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SEMANAS

MW

h

Energía Garantizada POR SEMANA a nivel GLOBAL

Energía Garantizada usando PROMEDIO (Actual)

PERIODO SECO

Gráfico 2 – Energía Garantizada Semanal con Base Anual de todo el Parque Hidroeléctrico y EG Promedio

Una de las distorsiones que introduce el modelo, es utilizar esta energía garantizada promedio del periodo semestral, para realizar la asignación posterior de la Potencia

Firme en MW a cada central hidroeléctrica. Como se observa, existen semanas en las cuales el promedio excede a la garantía que puede presentar el conjunto y otras, las más próximas de la época más seca dentro del propio periodo seco, las cuales están muy por debajo de la garantía que debe presentar el conjunto de centrales hidroeléctricas. Esto significa, que en el presente caso existen 13 semanas en las cuales se exige un exceso de garantía respecto a lo necesario y 13 semanas en las cuales se exige una garantía inferior a la necesaria, es decir se introduce una probabilidad de racionamiento por falta de garantía de las centrales hidroeléctricas.

Esto implica que a nivel de probabilidades que por el uso del promedio, existen algunas semanas que tiene una determinada probabilidad de garantía de suministro del conjunto de centrales hidroeléctricas, mucho más fácil de cumplir que la exigencia resultante del cálculo, lo cual se observa en la parte derecha del gráfico 3 con la línea naranja en relación a la línea azul. Se está facilitando artificialmente que las centrales cumplan la garantía.

PROBABILIDAD GARANTIZADA POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA


79.23%

94.24%91.13%

83.80%

95.71%

87.74%

81.81%

75.96%

35.65%

61.13%

99.98%

89.58%

75.74%

43.94%

25.09%

86.34%

58.58%

70.52%

84.67%

79.06%

51.40%

35.36%

40.67%

59.11%

95.27% 94.97% 93.93%

76.60%74.63%

76.53%80.16%

82.24%

95.42%

80.04%80.71% 80.06%

90.57%

80.59%

77.31%

72.50%

87.48%83.52%

92.95%

83.80%

95.95%

85.88%

83.39%

71.35%

27.42%

96.58%

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89.20%

82.46%

20.20%

13.78%

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30%

50%

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SEMANAS

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AD

Probabilidad Garantizada POR SEMANA a nivel GLOBAL

Probabilidad Garantizada usando PROMEDIO (Actual)

PERIODO SECO

Gráfico 3 – Probabilidades de Garantía de Energía por el parque Hidroeléctrico en cada semana con Base Anual

Nueva Norma Operativa

Para el caso de la nueva norma operativa, la variación existente es que la garantía exigida – por ejemplo para el presente caso – del 98%, ya no es a nivel anual por el conjunto de centrales hidroeléctricas, sino a nivel semestral correspondiente al periodo seco.

Si analizamos los datos de la Programación de Mediano Plazo para el periodo Noviembre/2005 – Octubre/2009, existe un variación en el valor de la Energía Garantizada por el conjunto de centrales hidroeléctricas. Esta variación es de:

Nueva Norma Op. N° 2: 849,709

Norma Anterior (151/2002): 867,882

Diferencia: -2.09%

Tabla 2 – Diferencia en la Energía Garantizada – Norma Anterior y Nueva

Sin duda representa una mejora, si bien no es significativa en conjunto, pero presenta una mayor solidez a nivel conceptual.

Así, la probabilidad de garantizar una cierta cantidad de energía por el conjunto de centrales hidroeléctricas es de:

98% entre todo el conjunto de centrales hidroeléctricas por el periodo seco (semestral)

89.48% de probabilidad para cada central hidroeléctrica de abastecer su cuota de energía asignada, lo cual resulta de repartir en iguales probabilidades la cuota anual asignada.

Probabilidades que varían entre 35.67% (Zongo) y 89.57% (Chojlla antigua) para cada central hidroeléctrica de abastecer su cuota de energía asignada cada semana, lo cual resulta de repartir en iguales probabilidades la cuota anual (a la probabilidad de 89.48%) de la central.

El gráfico que presenta las distintas probabilidades tanto a nivel del conjunto de centrales a nivel anual, de cada periodo, central y semana, se presenta a continuación:

ENERGIA GARANTIZADA POR EL PARQUE HIDROELECTRICOPARA EL 98% EN EL PERIODO SECO


78.15%

42.01%

65.56%

49.79%

65.94%

35.67%

65.56%

36.45%

52.76%

62.65%

75.88%77.19%

81.11%

98.00%

89.48%

65.56%

64.15%

65.64%

65.56%

43.04%

64.88%

87.24%

80.17%

87.16%

80.55%

75.55%

75.66%

69.63%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

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CENTRAL

Pro

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Probabilidad por Periodo Semestral



Gráfico 4 – Probabilidades de Garantía de Energía del conjunto de Centrales Hidroeléctricas por periodo (semestre), por central y por semana

Por otro lado observamos que la energía en MWh que todo el conjunto de centrales hidroeléctricas garantiza en el periodo semestral seco (periodo de la derecha del gráfico 2), está representado por la línea azul. Asimismo, en el gráfico se observa el valor de la energía garantizada promedio del periodo seco representada por la línea naranja.


MWh

Central Sigla


en MWhProbabilidad

PeriodoProbabilidad por Central


Santa Isabel SIS 212,895 98.00% 89.48% 65.56%

Corani COR 160,515 98.00% 89.48% 65.64%

Kanata KAN 6,398 98.00% 89.48% 78.15%

Miguillas MIG 2,312 98.00% 89.48% 42.01%

Angostura ANG 10,736 98.00% 89.48% 49.79%

Choquetanga CHO 16,364 98.00% 89.48% 64.15%

Carabuco CRB 15,848 98.00% 89.48% 65.94%

Zongo ZON 5,227 98.00% 89.48% 35.67%

Tiquimani TIQ 5,681 98.00% 89.48% 36.45%

Botijlaca BOT 14,181 98.00% 89.48% 52.76%

Cuticucho CUT 40,360 98.00% 89.48% 62.65%

Santa Rosa 1 SRO1 9,970 98.00% 89.48% 64.88%

Santa Rosa 2 SRO2 11,190 98.00% 89.48% 43.04%

Sainani SAI 24,708 98.00% 89.48% 69.63%

Chururaqui CHU 43,222 98.00% 89.48% 75.66%

Harca HAR 50,462 98.00% 89.48% 75.55%

Cahua CAH 50,038 98.00% 89.48% 75.88%

Huaji HUA 62,887 98.00% 89.48% 77.19%

Chojlla Nueva CHJ2 26,096 98.00% 89.48% 80.55%

Yanacachi YAN 42,903 98.00% 89.48% 81.11%

Chojlla Antigua CHJ1 3,141 98.00% 89.48% 89.43%

Killpani KIL 18,336 98.00% 89.48% 87.16%

Landara LAN 8,530 98.00% 89.48% 87.24%

Punutuma PUN 7,701 98.00% 89.48% 80.17%

849,709Tabla 3 – Energía Garantizada de las Centrales Hidroeléctricas – Norma Operativa Actual

ENERGÍA GARANTIZADA EN MWh POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA (PERIODO SECO)


20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

29/O

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01/A

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15/A

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29/A

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13/M

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6

27/M

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10/J

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6

24/J

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30/S

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6

SEMANAS

MW

h



PERIODO SECO

Gráfico 5 – Energía Garantizada Semanal con Base en periodo Seco de todo el Parque Hidroeléctrico y EG Promedio

A pesar de las correcciones introducidas en la nueva Norma Operativa, aún persiste el uso del promedio de la energía del periodo semestral. Por lo que, aún continua las distorsiones que introduce el modelo al utilizar la energía garantizada promedio del

periodo semestral para realizar la asignación posterior de la Potencia Firme en MW a cada central hidroeléctrica. Como se observa, existen semanas en las cuales el promedio excede a la garantía que puede presentar el conjunto y otras, las más próximas de la época más seca dentro del propio periodo seco, las cuales están muy por debajo de la garantía que debe presentar el conjunto de centrales hidroeléctricas. Esto significa, que para el periodo semestral existen 12 semanas en las cuales se exige un exceso de garantía respecto a lo necesario y 14 semanas en las cuales se exige una garantía inferior a la necesaria, es decir se introduce una probabilidad de racionamiento por falta de garantía de las centrales hidroeléctricas.

Esto también implica que a nivel de probabilidades que por el uso del promedio, existen algunas semanas que tiene una determinada probabilidad de garantía de suministro del conjunto de centrales hidroeléctricas, mucho más fácil de cumplir que la exigencia resultante del cálculo, lo cual se observa en la parte derecha del gráfico 6 con la línea naranja en relación a la línea azul. Se está facilitando artificialmente que las centrales cumplan la garantía.

PROBABILIDAD GARANTIZADA POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA (PERIODOSECO)


87.09%

97.58%95.02%

87.07%

96.76%

92.01%

87.05%84.16%

41.13%

64.48%

99.99%

91.94%

78.82%

48.89%

28.68%

89.39%

68.01%

78.35%

93.17%

89.58%

62.03%

43.83%

52.28%

76.04%

97.82% 97.04% 96.05%

79.34%80.92%81.98%

85.60%

88.56%

98.30%

81.69%84.40% 82.36%

91.75%

83.94%

82.27%80.17%

93.67%91.94%

97.26%

87.55%

97.19%

87.72%88.31%

79.79%

31.46%

97.66%

99.98%99.54%

93.32%

86.79%

24.73%

21.91%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

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29/A

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13/M

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08/J

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22/J

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05/A

go/0

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19/A

go/0

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02/S

ep/0

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16/S

ep/0

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30/S

ep/0

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14/O

ct/0

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SEMANAS

PR

OB

AB

ILID

AD

Probabilidad Garantizada POR SEMANA a nivel PERIODO


PERIODO SECO

Gráfico 6 – Probabilidades de Garantía de Energía por el parque Hidroeléctrico en cada semana con Base Periodo Seco

Comparación

El caso de considerar una probabilidad de garantía de las centrales hidroeléctricas del 98% a nivel del periodo seco (semestral) en vez del 98% a nivel anual, trae consigo mejoras en el procedimiento. La cantidad de energía que las centrales pueden garantizar es menor en comparación al anual, lo cual implica que la probabilidad de garantizar tales valores, es mayor, tal como se comprueba de los siguientes gráficos.

COMPARACIÓN DE PROBABILIDAD GARANTIZADA POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA


60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%29

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12/N

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5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

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6

21/E

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04/F

eb/0

6

18/F

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6

04/M

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6

18/M

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6

01/A

br/0

6

15/A

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6

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br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

ul/0

6

22/J

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6

05/A

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6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

PR

OB

AB

ILID

AD

Probabilidad del Conjunto (ANUAL)

Probabilidad del Conjunto (PERIODO SECO)

PERIODO SECO

Gráfico 7 – Comparación de Probabilidades de Garantía de Energía por el parque Hidroeléctrico con Base Anual y Base Periodo Seco

COMPARACIÓN DE ENERGÍA GARANTIZADA EN MWh PARA TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA


25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

29/O

ct/0

5

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

ne/0

6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

18/F

eb/0

6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

br/0

6

29/A

br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

ul/0

6

22/J

ul/0

6

05/A

go/0

6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

MW

h

Probabilidad del Conjunto (ANUAL)

Probabilidad del Conjunto (PERIODO SECO)

PERIODO SECO

Gráfico 8 – Comparación de Energía Garantizada en MWh por el parque Hidroeléctrico con Base Anual y Base Periodo Seco

Propuesta - 1

Realizar la garantía de energía con la misma probabilidad cada una de las semanas del periodo semestral seco. Porqué variar la confiabilidad de semana a semana o aceptar confiabilidades menores de semana a semana? El usuario paga por una cierta garantía que debe ser brindada a cada instante en todos los periodos y no en el conjunto, si así

fuera, podríamos tener una ventana de 10 años y en esa ventana considerar una probabilidad de garantía del 98%, lo cual llevado a nivel semanal se diluye.

Es más justo y equitativo, que todos los usuarios dispongan de la misma garantía de suministro de forma constante y permanente y pagar a los que brindan el servicio por esta garantía constante.

Adicionalmente, esto permite resolver el problema del tratamiento de centrales de pasada, esto es, sin embalse. Debido a que las centrales de pasada no pueden transferir energía de una semana a otra por la ausencia de almacenaje, entonces ellas necesariamente deben ofrecer cada semana una cierta garantía para el sistema. Esta propuesta resuelve este problema y con los datos de los caudales aleatorios y considerando la complementariedad hidrológica de las cuencas y por tanto de la producción de las centrales, garantiza de forma permanente un 98% de probabilidad de generar la cantidad asignada a cada central para cada semana.

Es así que, garantizando el 98% en cada una de las semanas del periodo seco, obtenemos la cantidad de energía que puede garantizar cada una de las centrales hidroeléctricas.

Energía Garantizada en MWh por Semana 98% cada semana del Periodo Seco

MWh

Central Sigla


en MWh Probabilidad SistemaProbabilidad por Central


Santa Isabel SIS 198,562 99.98% 99.61% Diferente

Corani COR 149,949 99.98% 99.54% para

Kanata KAN 6,202 99.98% 91.54% cada

Miguillas MIG 378 99.98% 100.00% etapa

Angostura ANG 7,792 99.98% 100.00% Solo es 98%

Choquetanga CHO 14,427 99.98% 99.61% a nivel PERIODO

Carabuco CRB 14,240 99.98% 99.29% en cada una

Zongo ZON 547 99.98% 100.00% de las

Tiquimani TIQ 482 99.98% 100.00% etapas

Botijlaca BOT 10,595 99.98% 100.00%

Cuticucho CUT 34,230 99.98% 99.79%

Santa Rosa 1 SRO1 8,617 99.98% 99.38%

Santa Rosa 2 SRO2 5,670 99.98% 100.00%

Sainani SAI 22,910 99.98% 98.19%

Chururaqui CHU 40,799 99.98% 95.75%

Harca HAR 47,773 99.98% 95.97%

Cahua CAH 47,727 99.98% 95.63%

Huaji HUA 60,417 99.98% 94.86%

Chojlla Nueva CHJ2 25,344 99.98% 91.88%

Yanacachi YAN 41,782 99.98% 91.59%

Chojlla Antihua CHJ1 3,141 99.98% 85.45%

Killpani KIL 19,373 99.98% 83.72%

Landara LAN 9,009 99.98% 83.62%

Punutuma PUN 7,648 99.98% 91.59%

777,623Tabla 4 – Energía Garantizada de las Centrales Hidroeléctricas – Propuesta 1

Comparando la garantía a nivel semanal con la garantía utilizada actualmente derivada del promedio y con la garantía resultante del cálculo semestral (mejor valor obtenido pero no utilizado):



10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

29/O

ct/0

5

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

ne/0

6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

18/F

eb/0

6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

br/0

6

29/A

br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

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6

22/J

ul/0

6

05/A

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6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

Energía Garantizada POR SEMANA periodo SECO


Energía Garantizada 98% por Semana

PERIODO SECO

Gráfico 9 – Comparación de Probabilidades de garantía Semanal de la Propuesta 1 con Valores calculados y no utilizados (AZUL) y con valores utilizados promedio (naranja)



20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

29/O

ct/0

5

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

ne/0

6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

18/F

eb/0

6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

br/0

6

29/A

br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

ul/0

6

22/J

ul/0

6

05/A

go/0

6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

MW

h




PERIODO SECO

Gráfico 10 – Comparación de Energía garantizada Semanal de la Propuesta 1 con Valores calculados y no utilizados (AZUL) y con valores utilizados promedio (naranja)

La conclusión es obvia, al ser menor la energía que el conjunto consigue garantizar a nivel semanal, entonces la probabilidad que pueda garantizar dicha energía es mayor. Esta propuesta ofrece una mayor garantía de suministro y de forma permanente, que además considera la aleatoriedad de los caudales

Propuesta - 2

Una otra propuesta sería considerar que cada una de las centrales hidroeléctricas, garantice de forma individual el 98% de su producción de forma global durante el periodo seco.

Sin embargo, esta variante tiene los siguientes inconvenientes:

No obtiene provecho de la complementariedad hidrológica que pueden tener las cuencas a nivel de sistema, es decir de la ayuda que las centrales se pueden brindar unas a las otras para llegar a garantizar el suministro.

El considerar la garantía de las centrales de forma independiente, presenta el mismo problema para las centrales de pasada. Es decir, las mismas al no disponer de embalses, no tienen la capacidad de trasladar energía de una semana a otra, y los valores a garantizar resultarán de una especie de “promedio” de todo el periodo seco, estando unas semanas con garantías superiores y otras con garantías inferiores a las necesarias por el sistema.

Debido a estos motivos, esta propuesta – si bien analizada – no tiene la consistencia de la primera presentada anteriormente.

Propuesta - 3

Otra propuesta consiste en considerar la generación total a nivel de sistema, de todas las semanas del periodo seco y cada una de las series hidrológicas para cada semana del periodo seco. Es decir, formar una serie estadística de datos de generación de las 26 semanas y de las 16 series hidrológicas disponibles, lo cual formaría una serie de datos de 416 valores.

De esta serie única de datos de todas las semanas, se obtiene un valor representativo de todas las semanas del periodo seco, el cual proporciones una garantía del 98%

El resultado de este procesamiento es una energía garantizada al 98% de 24,977 MWh para la semana representativa del periodo seco y una energía garantizada semestral para el periodo seco de 649,397 MWh.

La distribución de esta energía garantizada a nivel de central es la siguiente:

Energía Garantizada - Semana RepresentativaMWh

Central Sigla


Periodo SecoProbabilidad Periodo Seco



Santa Isabel SIS 183,508 100.00% 100.00% 94.73%

Corani COR 138,012 100.00% 100.00% 95.06%

Kanata KAN 2,987 100.00% 100.00% 99.80%

Miguillas MIG 791 100.00% 100.00% 66.44%

Angostura ANG 8,221 100.00% 100.00% 73.23%

Choquetanga CHO 12,523 100.00% 100.00% 93.24%

Carabuco CRB 12,141 100.00% 100.00% 94.71%

Zongo ZON 3,695 100.00% 100.00% 41.04%

Tiquimani TIQ 2,881 100.00% 100.00% 47.56%

Botijlaca BOT 11,430 100.00% 100.00% 74.16%

Cuticucho CUT 29,697 100.00% 100.00% 92.07%

Santa Rosa 1 SRO1 7,029 100.00% 100.00% 94.59%

Santa Rosa 2 SRO2 7,546 100.00% 100.00% 62.14%

Sainani SAI 18,886 100.00% 100.00% 97.61%

Chururaqui CHU 29,937 100.00% 100.00% 99.48%

Harca HAR 36,229 100.00% 100.00% 99.46%

Cahua CAH 36,695 100.00% 100.00% 99.52%

Huaji HUA 45,825 100.00% 100.00% 99.66%

Chojlla Nueva CHJ2 14,249 100.00% 100.00% 99.91%

Yanacachi YAN 22,802 100.00% 100.00% 99.93%

Chojlla Antigua CHJ1 3,137 100.00% 100.00% 100.00%

Killpani KIL 9,957 100.00% 100.00% 100.00%

Landara LAN 4,694 100.00% 100.00% 100.00%

Punutuma PUN 6,517 100.00% 100.00% 99.85%

649,397Tabla 5 – Energía Garantizada de las Centrales Hidroeléctricas – Propuesta 3

Lo cual da un valor de energía garantizada menor en 200,313 MWh para el conjunto de centrales hidroeléctricas y consecuentemente, mayores probabilidades de alcanzar dichos valores, tanto a nivel de central como de semana y sistema.

ENERGIA GARANTIZADA POR EL PARQUE HIDROELECTRICOPARA LA SEMANA REPRESENTATIVA DEL PERIODO AL 98%


94.73%95.06%

99.80%

66.44%

94.73%

73.23%

93.24%94.73%94.71%

41.04%

94.73%

47.56%

74.16%

92.07%

94.59%

62.14%

97.61%99.48% 99.66% 99.93% 100.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

San

ta Is

abel

Cor

ani

Kan

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Mig

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s

Ang

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ra -

Lag

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Ang

ostu

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Car

abuc

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Lag

o

Tiq

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Bot

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Cut

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San

ta R

osa

1

San

ta R

osa

2

Sai

nani

Chu

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Har

ca

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ji

Cho

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Cho

jlla

Ant

igua

Kill

pani

Land

ara

Pun

utum

a

CENTRAL

Pro

bab

ilid

ad %



Probabilidad por Periodo Seco

Gráfico 11 – Probabilidades de Garantía de Energía del Periodo Seco, por central y por semana

PROBABILIDAD GARANTIZADA POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA - PARA SEMANA REPRESENTATIVA PERIODO SECO (98%)


75.96%

35.65%

61.13%

89.58%

75.74%

43.94%

25.09%

86.34%

58.58%

70.52%

84.67%

79.06%

51.40%

35.36%

40.67%

59.11%

95.27% 94.97% 93.93%

100.00%100.00%

99.74% 99.91%

99.89%99.99%

99.95% 99.61%

100.00%

13.78%

20.20%

82.46%

89.20%

99.95%

96.58%

27.42%

71.35%

83.39%

85.88%

95.95%

83.80%

92.95%

-10%

10%

30%

50%

70%

90%

110%29

/Oct

/05

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

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6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

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6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

br/0

6

29/A

br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

ul/0

6

22/J

ul/0

6

05/A

go/0

6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

PR

OB

AB

ILID

AD

Probabilidad Garantizada por semana represet. Periodo Seco


PERIODO SECO

Gráfico 12 – Probabilidades de Garantía de Energía por el parque Hidroeléctrico en cada semana con Base Periodo Seco – Propuesta 3

ENERGÍA GARANTIZADA EN MWh POR TODO EL PARQUE HIDROELECTRICO A NIVEL DE CADA SEMANA - PARA SEMANA REPRESENTATIVA PERIODO SECO


15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

29/O

ct/0

5

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

ne/0

6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

18/F

eb/0

6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

br/0

6

29/A

br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

ul/0

6

22/J

ul/0

6

05/A

go/0

6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

MW

h



PERIODO SECO

Gráfico 13 – Energía Garantizada por el parque Hidroeléctrico en cada semana con Base Periodo Seco – Propuesta 3

El último gráfico presenta la comparación entre la energía garantizada adoptada por la actual reglamentación y la energía resultante de esta propuesta. La diferencia es apreciable, lo cual indica que la garantía exigida actualmente está muy por debajo del nivel requerido por el sistema, al igual que en las demás propuestas.

Comparación

La comparación entre las metodologías se presenta a continuación:

Valores de Energía Garantizada por semana, resultantes del cálculo probabilística actual y no utilizado (línea azul).

Valores de Energía Garantizada promedio del periodo seco para cada semana. Son los valores adoptados actualmente (línea naranja).

Valores de Energía Garantizada por cada central para el periodo seco en su totalidad (línea verde). Corresponde a la propuesta 2.

Valores de Energía Garantizada para cada semana del periodo seco corresponde a la propuesta 1 (línea naranja).

Valores de Energía Garantizada para la semana representativa del periodo seco corresponde a la propuesta 3 (línea lila).



10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

29/O

ct/0

5

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

ne/0

6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

18/F

eb/0

6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

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6

29/A

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6

13/M

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6

27/M

ay/0

6

10/J

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6

24/J

un/0

6

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6

22/J

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6

05/A

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6

19/A

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ep/0

6

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ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

Garantía POR SEMANA periodo SECO

Garantía usando PROMEDIO (Actual)

Garantía a un 98% por Central

Garantía 98% por Semana

Garantía 98% - Semana Representativa

PERIODO SECO

Gráfico 14 – Comparación de Probabilidades de las Propuestas y los Valores Actuales



15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

29/O

ct/0

5

12/N

ov/0

5

26/N

ov/0

5

10/D

ic/0

5

24/D

ic/0

5

07/E

ne/0

6

21/E

ne/0

6

04/F

eb/0

6

18/F

eb/0

6

04/M

ar/0

6

18/M

ar/0

6

01/A

br/0

6

15/A

br/0

6

29/A

br/0

6

13/M

ay/0

6

27/M

ay/0

6

10/J

un/0

6

24/J

un/0

6

08/J

ul/0

6

22/J

ul/0

6

05/A

go/0

6

19/A

go/0

6

02/S

ep/0

6

16/S

ep/0

6

30/S

ep/0

6

14/O

ct/0

6

SEMANAS

MW

h



Energía Garantizada a un 98% por Central


Energía Garantizada 98% - Semana Representativa

PERIODO SECO

Gráfico 15 – Comparación de energía Garantizada de las Propuestas y los Valores Actuales

Análisis de la Curva de Probabilidades de una Semana

Con la finalidad de clarificar los conceptos, se presenta el análisis de una semana cualquiera del periodo seco Noviembre/2005 – Octubre/2006.

El área de la curva de distribución de probabilidades, corresponde a la probabilidad acumulada y representa la garantía de suministro de un determinado valor de MWh por parte del conjunto de centrales hidroeléctricas:

Distribución de Probabilidades para la Semana 39

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 50,000

MWh

Pro

bab

ilid

ad %

Distribución log-normal Muestra de la Semana 39

Gráfico 16 – Curva de Probabilidades de Generación de una Central para una Semana

El gráfico presenta la distribución de probabilidades para la semana 39 del año lo que equivale para la semana 13 del periodo seco (mitad del periodo seco). En la curva de probabilidades se observa los valores de energía en MWh provenientes de las 16 series hidrológicas consideradas en la programación de Mediano Plazo.

El área cumulada de la curva representa la probabilidad que el conjunto de centrales garantiza en una semana al 98%, mientras que el área roja representa la parte que no puede garantizar el conjunto de centrales.


0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

25,4

87

26,0

02

26,5

27

27,0

63

27,6

10

28,1

67

28,7

36

29,3

17

29,9

09

30,5

13

31,1

30

31,7

59

32,4

00

33,0

55

33,7

22

34,4

04

35,0

99

35,8

08

36,5

31

37,2

69

38,0

22

38,7

90

39,5

74

40,3

73

41,1

89

42,0

21

42,8

70

43,7

36

44,6

19

MWh

Pro

bab

ilid

ad %

Area Azul+Area Naranja:Lo que deberían garantizan todas las centrales hidro a nivel sistema en la Etapa citada, equivale al 98% en la etapa a nivel sistema.

Area Roja: Lo que no pueden garantizar todas las centrales hidros a nivel sistema en la Etapa citada.

Gráfico 17 – Curva de Probabilidades que presenta la Probabilidad acumulada del 98%

Cuando trabajamos con una cierta metodología, se realizan pérdidas de garantía representadas en el azul. Estas pérdidas pueden mejor observarse en el siguiente gráfico:


0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

25,4

87

26,0

02

26,5

27

27,0

63

27,6

10

28,1

67

28,7

36

29,3

17

29,9

09

30,5

13

31,1

30

31,7

59

32,4

00

33,0

55

33,7

22

34,4

04

35,0

99

35,8

08

36,5

31

37,2

69

38,0

22

38,7

90

39,5

74

40,3

73

41,1

89

42,0

21

42,8

70

43,7

36

44,6

19

MWh

Pro

bab

ilid

ad %

Area Azul+Naranja+Verde: Lo que deberían garantizan todas las centrales hidro a nivel sistema en la Semana citada, equivale al 98% en la etapa a nivel sistema.

Area Azul: Lo que garantizan todas las centrales hidro en conjunto a nivel sistema en la Semana citada, usando el promedio de la EG según la metodología actual

Area Roja: Lo que no pueden garantizar todas las centrales hidros a nivel sistema en la Etapa citada.

Area Azul+Naranja: Lo que garantizar todas las centrales hidro en conjunto a nivel sistema en la Etapa citada. Resultado del modelo y no usado.

Pérdida de EG por usar el 98% a nivel anual y no a nivel semana

Pérdida de EG por usar el promedio de la EG del periodo seco

Gráfico 18 – Curva de Probabilidades que presenta las pérdidas de Confiabilidad por el uso de Metodologías

El área naranja, representa la pérdida de confiabilidad debido a la utilización del promedio semestral (metodología actual), el área verde, representa la pérdida de confiabilidad debido a que se usa una garantía global a nivel anual (norma operativa anterior) en vez de usar una garantía a nivel semanal (propuesta 1).

Como se aprecia, a nivel semanal las pérdidas de confiabilidad son considerables.

Oferta de Energía Garantizada Hidroeléctrica

Parte 2 del Modelo

Determinación de la Demanda

El modelo determina valores de demanda de una semana representativa del periodo semestral y de la demanda máxima del sistema.

La semana representativa se determina con base a la demanda horaria promedio del último periodo seco. Con base en esta demanda y la proyección de energía realizada, se determina un factor de corrección para mantener la forma de la curva obtenida e incrementar los valores para que coincidan con los valores proyectados.

Por otro lado, para representar la demanda máxima anual que ocurre también en el periodo seco, se reemplaza en la curva de carga semanal, los valores del día de demanda máxima proyectada. Esto últimos valores se obtienen manteniendo la forma de curva del día de demanda máxima ocurrido en el periodo anterior y corrigiendo las magnitudes por un factor de corrección.

Esta curva de demanda “representativa” del periodo seco, es utilizada para determinar la disponibilidad de las centrales hidroeléctricas.

Como el supuesto es determinar cuánto el conjunto de centrales hidroeléctricas puede garantizar ante la demanda máxima del sistema (máximo stress), el procedimiento de determinación de la demanda máxima posee algunos inconvenientes:

Al considerar nuevamente “el promedio”, no determina realmente el máximo stress del sistema ante condiciones de demanda que puedan presentarse.

Existe la posibilidad de que ocurra dicha demanda máxima en el día puntual elegido, pero, los demás días pueden tener un requerimiento adicional o extraordinario de agua que haga con que los valores determinados, tengan la probabilidad de abastecer dicha demanda al 50% (como en todo promedio).

Está contra la filosofía de la normativa que prevé la peor condición a ser cubierta, la cual garantice el resto de las condiciones menos exigentes.

La demanda de la semana representativa utilizada actualmente, se presenta en el gráfico siguiente y el primer día de la semana eléctrica es el día sábado considerado en la programación.

Curva de Carga

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 13 25 37 49 61 73 85 97 109 121 133 145 157

Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Demanda 2006

Gráfico 19 – Curva de la Demanda Semanal Representativa

Propuesta 4 - Determinación de la Demanda

Con la finalidad de determinar de forma representativa la demanda del periodo seco, se propone que cumpla la siguiente condición:

Sea representativa de la peor semana del periodo seco, tanto en requerimientos de potencia, como de energía.

Para lo cual, es necesario: Determinar con base a los registros históricos cual fue la semana que tuvo una

mayor requerimiento de energía. Determinar qué semana tuvo registrada la máxima demanda del sistema. Determinar qué semana tuvo registradas demandas inferiores a las máximas en

mayor cantidad.

Con base a los criterios señalados, se propone determinar la semana “representativa” del periodo seco. Es decir, aquella semana que tenga características de demanda bastante exigentes tanto en energía como en potencia y cuya realización sea factible. Esto concuerda con la filosofía de que si se está preparado para abastecer la demanda en las peores condiciones hidrológicas, de demanda y de temperatura, sin duda se podrán abastecer otras condiciones menos exigentes en lo que resta del periodo seco.

Empuntamiento de las Centrales Hidroeléctricas

La base conceptual del modelo es pagar por la disponibilidad de las centrales hidroeléctricas, es decir por lo que ellas realmente pueden entregar al sistema con una

cierta probabilidad para su hidrología, tomando en cuenta la complementariedad entre las mismas.

Si ellas no consiguen entregar el potencial al sistema por restricciones de transmisión, esto no es considerado en el modelo. Por lo tanto, y con la finalidad de considerar el criterio citado, se considera un modelo uninodal, es decir, toda la generación y toda la demanda se encuentran en un solo nodo del sistema interconectado.

Sin embargo, debe tener en cuenta lo siguiente:

La disponibilidad de las centrales hidroléctricas (depende de la aleatoriedad del agua) no es independiente de la demanda, es decir, que considera la forma de la curva de carga del sistema con la finalidad de llegar al óptimo económico.

Podría tomarse el caso de efectuar cuanto las centrales hidroeléctricas pueden aportar ante una demanda plana y constante las 24 horas del día y las 168 horas de la semana. Este requerimiento sería bastante exigente y en otras palabras, se estaría dando una señal para que todas las centrales hidroeléctricas dispongan de embalse para poder acumular agua y garantizar tal disponibilidad.

Pero esto no es así, se les proporciona la curva de demanda semanal, para que el dimensionamiento de las mismas, sea el económico frente a las características particulares de la demanda que van a enfrentar. Esto es eficiencia para las centrales como para la demanda. Así, las centrales que puedan (con embalse) guardarán agua para las horas de mayor requerimiento y las centrales de pasada, serán utilizadas al máximo para generar en aquellas horas en que tengan la disponibilidad de caudales.

Para lograr esto, ellas deben enfrentar la demanda con sus características propias y la cantidad de agua que pueden garantizar en el periodo seco con una probabilidad – por ejemplo – del 98%, valor asignado en la primera parte del modelo.

Como el parque generador no es totalmente hidroeléctrico, el resto de la demanda será cubierto por unidades termoeléctricas, las cuales se suponen que tienen una disponibilidad permanente de combustible y que pueden generar las restantes horas en que el conjunto de centrales hidroeléctricas no disponga de caudales debido a la aleatoriedad de los mismos. De esta manera, la curva de duración de carga semanal, estará abastecida, y por tanto rellenada de forma óptima por las centrales hidroeléctricas de acuerdo a sus cuotas de garantía y aleatoriedad y el resto, con unidades termoeléctricas.

Con la finalidad de realizar el mayor empuntamiento de las centrales hidroeléctricas, el método propone utilizar unidades generadoras termoeléctricas de pequeño tamaño y de costos crecientes, de forma tal que la energía que brinden las mismas se logre acomodar de forma casi plana en la curva de duración de carga siendo que el restante, la modulación de la curva de carga, esté a cargo de las centrales hidroeléctricas.

El siguiente gráfico presenta los resultados la ubicación óptima en la curva de carga, de las centrales hidroeléctricas.

Curvas de Duración de Carga Simultaneas con la Demanda(Cálculo de la Oferta de Potencia Firme Hidroeléctrica)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 25 49 73 97 121 145Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Corani Santa Isabel

Miguillas ZongoYura Chojlla

Kanata Gen Hidro.

Gen. Térmo. Demanda

Gráfico 20 – Ubicación de Centrales Hidroeléctricas en la Curva de Duración de Carga – Actual

La curva de color naranja, casi prácticamente una recta, representa el aporte de la generación termoeléctrica, realizada con unidades termoeléctricas ficticias y cuyos valores de capacidad y de costos, son crecientes de forma paulatina, con la finalidad de permitir el mejor acomodamiento posible de las centrales hidroeléctricas en la curva de carga.

Los valores de demanda horaria en MW con los cuales las centrales hidroeléctricas empuntan, corresponde solo a la primera hora coincidente con la máxima demanda. Valor que les es remunerado durante todo el periodo semestral, aunque las mismas solo aporte por unas cuantas horas a la semana.

Esta metodología presenta las siguientes ventajas:

v1) Realiza la ubicación óptima de las centrales hidroeléctricas en la curva de duración de carga.

v2) A través de la ubicación óptima, presenta eficiencia económica para el dimensionamiento de las centrales hidroeléctricas de acuerdo con la característica propia de la demanda del sistema.

v3) Da las señales económicas adecuadas, para instalar el tipo de centrales necesarias para el sistema, considerando las características intrínsecas de la demanda. Es decir, indica si es apropiado contar con centrales de embalse y/o centrales de pasada.

Sin embargo, esta forma de empuntamiento de las centrales hidroeléctricas presenta las siguientes desventajas:

d1) Considera un parque térmico ficticio que le permite realizar una acomodación óptima, lo cual solo favorece al ofertante, puesto que en la práctica, nunca existirán unidades termoeléctricas de las dimensiones y costos de las ficticias.

Esto lleva a realizar un empuntamiento “falso”, ya que la magnitud de las unidades termoeléctricas reales, con las cuales deben interactuar en la práctica, hace con que tal acomodación no sea perfecta.

Si es que las centrales hidroeléctricas sacan provecho óptimo de las características de la demanda, también deben incorporar en su acomodación, las características del restante parque de generación termoeléctrica. No se puede solo tomar ventaja de un lado y olvidar el otro.

d2) La asignación en MW son los valores horarios en MW con los cuales las centrales hidroeléctricas empuntan, corresponde solo a la primera hora coincidente con la máxima demanda. Este valor les es remunerado durante todo el periodo semestral, aunque las mismas solo aporte por unas cuantas horas a la semana.

Como se puede observar, existen alguna centrales que solo garantizan un cierto valor en MW solamente durante una hora a la semana. Por este valor máximo se les remunera todo el año. Dependiendo de los valores que garanticen las centrales en su conjunto, este puede ser un incentivo perverso a que se instalen solo céntrales de pasada con el mayor emputamiento posible y sean remuneradas por esta característica.

No es lo mismo instalar una central que genera 10 MW las 24 horas y otra que genere 50 MW solo una hora al día. La remuneración de la primera es sobre 10 MW, mientras que la segunda es sobre 50 MW, siendo la energía que ambas entregan, la misma.

Se debe obtener una eficiencia del sistema, esto es importante, pero al mismo tiempo, se deben realizar los pagos justos y deacuados con las características de las centrales.

No puede recibir igual remuneración una centrales hidroeléctrica con embalse que una central de pasada. Los niveles de inversión entre ambas son distantes, y dependen de la capacidad del embalse y de la cantidad de tomas de agua necesarias para una cierta garantía de suministro.

Por ejemplo, la central Corani con un embalse de 149 MHm3 no puede recibir la misma remuneración que la planta Chojlla que es una central de pasada con una cámara de carga de xx Hm3.

Es necesario diferenciar en la remuneración, la cantidad de horas de regulación que aporta cada central. Así en el presente caso, se presenta la cantidad de horas de regulación de cada central hidroeléctrica a continuación:

Central Hidroeléctrica o Sistema de Centrales

en Cascada

Valor en MW la primera hora de la Curva de Duración de Carga – Coincidente con la

Demanda

Horas a la semana que aporta la máxima Potencia

en MW

Corani 54.71 108Santa Isabel 90.17 81Zongo 184.29 1Miguillas 18.40 29Taquesi 90.21 10Yura 19.05 22Kanata 7.60 31

Tabla 6 – Capacidad Asignada por Empuntamiento de las Centrales Hidroeléctricas – Actual Por ejemplo, Corani aporta 108 horas a la semana (64.3%) con su capacidad máxima, mientras que Zongo aporta solo con una hora a la semana, Taquesi 10 horas y reciben una remuneración equivalente a la máxima. Los niveles de inversión entre las citadas centrales son muy diferentes.

Adicionalmente, existe el riesgo de que, si las señales se mantienen, Corani puede casi triplicar el número de unidades en su planta sin realizar una sola captación adicional de agua y recibir una elevada remuneración.

El siguiente gráfico muestra las curvas de duración de generación, no coincidentales con los valores de demanda, la intención es aprecias las horas que cada central aportan su máxima capacidad.

Curvas de Duración de Carga Individual NO Simultaneas con la Demanda

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 25 49 73 97 121 145

Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Santa Isabel Miguillas

Yura Cpunta

Corani Zongo

Chojlla TOTAL

Gráfico 21 – Curvas de Duración de las Centrales Hidroeléctricas No Coincidentes con la Demanda

La propuesta 3 del presente trabajo, tiene como resultados energías garantizadas de las centrales hidroeléctricas, significativamente menores a los valores con los que se trabaja actualmente. La tabla resumen se presenta a continuación:

Es de esperar, que con estos valores menores, las centrales hidroeléctricas que empuntaban solo 1 hora, no logren empuntar dichos valores. Corriendo el modelo con los valores de Energía Garantizada de la propuesta 3 (valores significativamente menores), los resultados del empuntamiento de las centrales hidroeléctricas con la misma curva de duración de carga, se muestra a continuación:


0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 25 49 73 97 121 145Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Corani Santa Isabel

Miguillas ZongoYura Chojlla

Kanata Gen Hidro.


Gráfico 22 – Ubicación de Centrales Hidroeléctricas en la Curva de Duración de Carga – Propuesta 3

Los empuntamientos se resumen a continuación:


en Cascada

Valor en MW la primera hora de la Curva de Duración de Carga – Coincidente con la Demanda

Horas a la semana que aporta la máxima Potencia en MW

Actual Propuesta – 3 Actual Propuesta - 3

Corani 54.71 54.71 108 95Santa Isabel 90.17 90.17 81 70Zongo 184.29 183.34 1 1Miguillas 18.40 18.40 29 11Taquesi 90.21 84.92 10 1Yura 19.05 14.04 22 1Kanata 7.60 7.60 31 14TOTAL 464.42 453.17

Tabla 7 – Capacidad Asignada por Empuntamiento de las Centrales Hidroeléctricas – Propuesta 3

Es decir que, aún con valores menores de Energía Garantizada, las centrales logran reducir el “número de horas” de regulación hasta el valor de una hora a la semana y mantener prácticamente su remuneración.

El siguiente gráfico muestra las curvas de duración de generación, no coincidentales con los valores de demanda, se presenta a continuación:

Curvas de Duración de Carga Individual NO Simultaneas con la Demanda

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 25 49 73 97 121 145

Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Santa Isabel Miguillas

Yura Kanata

Corani Zongo

Chojlla TOTAL

Gráfico 23 – Curvas de Duración de las Centrales Hidroeléctricas No Coincidentes con la Demanda – Propuesta 3

Propuesta – 5: Sobre el Número de Horas de Regulación

Con la finalidad de mantener la eficiencia en el empuntamiento de las centrales hidroeléctricas, una forma eficiente de mantener un cierto tiempo de horas de regulación, una propuesta inicial consiste en que las mismas tengan por lo menos un factor de planta igual al factor de carga de la demanda del sistema más una banda del 10% como flexibilidad ante variaciones de la demanda que afecten al factor de carga.


en Cascada

Valor en MW la primera hora de la Curva de Duración

de Carga – Coincidente con la

Demanda

Energía semanal asignada

Factor de Carga

Actual MW Energía FC

Corani 54.71 6172 0.67Santa Isabel 90.17 8182 0.54Zongo 184.29 12357 0.40Miguillas 18.40 1745 0.56Taquesi 90.21 2783 0.18Yura 19.05 1327 0.41Kanata 7.60 240 0.19TOTAL 464.42 32806 0.42

Tabla 8 – Factores de Carga de las Centrales Hidroeléctricas – Propuesta 5

El factor de carga actual del sistema es de 0.60 y considerando un 10% este factor tiene el límite inferior de 0.54. Esto indica de acuerdo con la propuesta inicial que solo las centrales de Corani, Santa Isabel y Miguillas serían remuneradas al 100%, las otras centrales tendrían una remuneración menor considerando su distanciamiento con el límite establecido para el Factor de Carga del sistema (0.54).

Es decir, se remunera con la capacidad que logra un factor de carga límite de 0.54.


en Cascada

Capacidad Actual Remunerada

Capacidad Asignada para Remuneración

Factor de Carga con la Nueva Capacidad

Actual MW MW FC

Corani 54.71 54.71 0.67Santa Isabel 90.17 90.17 0.54Zongo 184.29 136.21 0.54Miguillas 18.40 18.40 0.56Taquesi 90.21 30.68 0.54Yura 19.05 14.63 0.54Kanata 7.60 2.65 0.54TOTAL 464.42 347.44

Tabla 9 – Capacidad asignada a las Centrales Hidroeléctricas – Propuesta 5

Así, las señales son diferenciadas para las centrales de pasada y para las centrales con capacidad de embalse, y están diferenciadas no en base a una capacidad permanente de suministro, sino modulada de acuerdo con la curva de carga del sistema, lo cual mantiene la eficiencia.

Si consideramos la propuesta 3 anterior, la asignación de capacidad para efectos remunerativos sería:


en Cascada

Capacidad Actual Remunerada



Actual MW MW FC

Corani 54.71 54.71 0.58Santa Isabel 90.17 77.72 0.54Zongo 184.29 98.72 0.54Miguillas 18.40 14.19 0.54Taquesi 90.21 17.03 0.54Yura 19.05 8.97 0.54Kanata 7.60 1.23 0.54TOTAL 464.42 272.57

Tabla 10 – Capacidad asignada a las Centrales Hidroeléctricas – Propuestas 3 y 5

El empuntamiento perfecto de las centrales hidroeléctricas ocurre cuando las mismas siguen la forma de la curva de duración de carga y las centrales térmicas rellenan perfectamente con una línea equidistante la línea de las centrales hidro y la línea trazada por la demanda, lo cual es equivalente a una línea recta actuando de base.

Esto se puede apreciar en el gráfico 20 y de forma agregada en el gráfico siguiente:


0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 25 49 73 97 121 145Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Gen Hidro. Gen. Térmo. Demanda


0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 25 49 73 97 121 145Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[M

W]

Gen. Térmo. Gen Hidro. Demanda

Gráfico 24 – Rellenado de las Curva de Duración de Carga con Centrales Hidroeléctricas y Termoeléctricas

El Factor de Carga de la parte en azul que corresponde al empuntamiento de las centrales hidroeléctricas es de 0.42, factor el cual es más apropiado exigir para la modulación de las centrales. Por lo tanto, una propuesta final más depurada, consiste en exigir a las centrales hidroeléctricas, que las mismas tengan un Factor de Planta de por lo menos 0.42.

En el caso de que las centrales tengan un factor de planta (carga) menor a 0.42, la remuneración de las mismas será menor, ya que la eficiencia no será lograda para el conjunto (sistema y generador) y se da la señal de incrementar embalse para que la central logre proporcionar al sistema una energía garantizada que module la punta de la Curva de Duración de Carga del sistema.

En el caso de que las centrales tengan un factor de planta (carga) mayor a 0.42, la remuneración de las mismas será igual y la máxima. En este caso, la eficiencia será lograda para el conjunto (sistema y generador) cuando el generador consiga extraer una mayor capacidad sin necesidad de incrementar su embalse. De esta manera, la central logra proporcionar al sistema una energía garantizada que modula la punta de la Curva de Duración de Carga del sistema.

Curvas de Duración de Carga de Taquesi NO Simultaneas con la Demanda

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1 25 49 73 97 121 145

Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Taquesi ConstanteTaquesi con FC = 0.42Taquesi ActualDemanda

Gráfico 25 –Curva de Duración de las Centrales Hidroeléctricas del Taquesi

El gráfico anterior, presenta la Curva de Duración ideal para Taquesi con un Factor de Carga de 0.42 (color lila) y también presenta la curva de duración actual (verde). La señal económica que se pretende dar, es que la curva de duración actual se mueva hacia la curva de duración ideal, lo cual en este caso, sin duda beneficiará al sistema.

La señal que se da a Taquesi es realizar captaciones de agua para poder generar de forma semanal, un adicional de 3590 MWh.

El siguiente gráfico muestra para el caso de la Central Corani y su embalse. El gráfico presenta la Curva de Duración ideal para Corani con un Factor de Carga de 0.42 (color lila) y también presenta la curva de duración actual (verde). La señal económica que se pretende dar, es que la curva de duración actual se mueva hacia la curva de duración ideal, lo cual en este caso, sin duda al generador.

La señal que se da es que la Central Corani puede incrementar su capacidad en 32.7 MW sin afectar su remuneración y con tendencia hacia la eficiencia y modulación de la demanda del sistema.

Curvas de Duración de Carga de Corani NO Simultaneas con la Demanda

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1 25 49 73 97 121 145

Semana [Hrs]

Po

ten

cia

[MW

]

Corani ConstanteCorani con FC = 0.42Corani ActualDemanda

Gráfico 26 –Curva de Duración de la Central Hidroeléctrica Corani

Considerando solo el Factor de Carga de la parte hidroeléctrica de 0.42:


en Cascada

Capacidad Actual

Remunerada


Diferencia de Capacidad Asignada


Actual MW MW MW FC

Corani 54.71 54.71 - 0.67Santa Isabel 90.17 90.17 - 0.54Zongo 184.29 175.13 -9.16 0.42Miguillas 18.40 18.40 - 0.56Taquesi 90.21 39.44 -50.77 0.42Yura 19.05 18.81 -0.24 0.42Kanata 7.60 3.40 -4.20 0.42TOTAL 464.42 400.06 -64.37


Propuesta – 6: Sobre el Uso de Parque Térmico para el Emputamiento de las Centrales Hidroeléctricas

Como habíamos analizado anteriormente, la metodología actual, considera un parque ficticio térmico que le permite realizar una acomodación óptima de als centrales hidroeléctricas en la curva de carga del sistema. Esto solo favorece al ofertante, puesto que en la práctica, nunca existirán unidades termoeléctricas de las dimensiones y costos de las ficticias.

El concepto es tratar de que las centrales hidroeléctricas ofrezcan toda su disponibilidad, independientemente de las características del sistema y sus restricciones, en este caso, independientemente del parque generador termoeléctrico. Sin embargo, esta presunción

está equivocada, ya que las centrales hidroeléctricas para realizar el empuntamiento, deben necesariamente sacar provecho de las características intrínsecas del sistema –en este caso de la demanda- y por lo tanto, llevar al conjunto de ofertantes y demandantes hacia la eficiencia. Por lo que, no considerar las características intrínsecas de su parque complementario, constituye un error conceptual.

El parque generador ficticio utilizado, tiene características de capacidades crecientes y costos crecientes, lo que permite un acomodamiento “perfecto” de las centrales hidroeléctricas, lo cual en la realidad nunca ocurrirá.

Las diferencias entre los empuntamientos utilizando el parque ficticio y el parque real, se muestran a continuación:


0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 25 49 73 97 121 145Semana [Hrs]

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Corani Santa Isabel

Miguillas Zongo

Yura Chojlla

Kanata Gen Hidro.



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Con Térmicas Ficticias Con Térmicas RealesGráfico 27 – Rellenado de la Curva de Duración de Carga con Centrales Hidroeléctricas y Unidades

Termoeléctricas Reales y Ficticias

Las diferencias son apreciables en la modulación de las unidades termoeléctricas. En el parque ficticio es prácticamente una línea recta, mientras que utilizando el parque real, tiene “imperfecciones” resultado de los “saltos” de capacidad de las unidades reales.

Esta propuesta permite corregir el error conceptual y equilibrar la balanza hacia el lado de la demanda, así las centrales hidroeléctricas tomarán en consideración las características intrínsecas tanto de la demanda como de la oferta complementaria.


en Cascada

Capacidad Actual Asignada con Parque

Termoeléctrico Ficticio

Capacidad Asignada con

Parque Termoeléctrico

Real

Diferencia

Actual MW MW MW

Corani 54.71 54.71 -Santa Isabel 90.17 90.17 -

Zongo 184.29 176.32 7.97Miguillas 18.40 18.40 -Taquesi 90.21 90.21 -Yura 19.05 19.05 -Kanata 7.60 7.60 -TOTAL 464.42 454.32 7.97


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