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MEMORIA DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA (UEN CENCE)

Año 2010

I. RESUMEN OPERACIÓN DEL SISTEMA Y OPERACIÓN DEL MERCADO (OS/OM).

1. Datos de la Operación del Sistema (OS).

A continuación se presentan los cuadros y los gráficos con los principales indicadores del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), entre ellos: potencia instalada por fuente de producción, resumen de producción de energía anual 2010, producción por fuente con detalle mensual y anual, demandas máximas mensuales 2009-2010, producción en el día de máxima demanda anual y curvas de niveles históricos del embalse de Arenal del período 2006-2010.

Demanda Máxima MW: El cuadro siguiente muestra las demandas máximas mensuales del SEN del año 2009 y del año 2010. El crecimiento de la demanda del año 2010 fue de un 2.55%, con respecto a la máxima del año 2009. El mes donde se presentó la mayor demanda por un monto de 1.536, 60 MW, fue febrero (según el registro del 23 de febrero a las 18:30 horas).

El gráfico siguiente muestra las demandas máximas mensuales del SEN de los años 2009 y 2010. Debe notarse que el patrón de consumo mensual es cambiante y que aunque la demanda máxima aumentó a principios del año 2010, debido a una disminución del consumo eléctrico nacional, la demanda máxima de cada uno de los dos últimos meses fue menor que la correspondiente al año 2009.

MW Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

2010 1.472,50 1.535,60 1.524,40 1.513,60 1.488,90 1.452,78 1.422,29 1.457,36 1.435,83 1.470,59 1.466,52 1.465,96

2009 1.439,40 1.454,60 1.467,30 1.454,40 1.422,90 1.417,20 1.422,10 1.425,30 1.450,40 1.435,00 1.480,90 1.497,40

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El gráfico siguiente corresponde al día de máxima demanda y muestra también el uso de los recursos de generación del SEN:

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Producción nacional de energía (bruta): El crecimiento de la producción de energía sin considerar los intercambios por importación y exportación se incrementó en 2.90% con respecto al año 2009 y el crecimiento de demanda de energía nacional al considerar los intercambios de energía fue de 3.02 %, el cual fue relativamente bajo.

P r o d u c c i ó n d e E n e r g í a MWh

Fuente 2009 2010 Crecimiento Participación Hidroeléctrico 7 224 460,0 7 262 293,5 0,52% ↑ 76,42% Termoeléctrico 451 208,9 641 174,6 42,10% ↑ 6,75%

Geotérmico 1 185 839,9 1 176 081,5 -0,82% ↓ 12,38% Bagazo 47 608,0 65 326,4 37,22% ↑ 0,69% Eólico 326 182,6 358 675,3 9,96% ↑ 3,77%

Biomasa 609,9 70,3 -88,48% ↓ 0,00% Producción 9 235 909,4 9 503 621,5 2,90% ↑

Intercambio 16 861,9 28 944,1

Consumo Nacional 9 252 771,3 9 532 565,6 3,02% ↑

Los gráficos siguientes ilustran la participación relativa y absoluta de los recursos de la producción eléctrica nacional en la satisfacción de la demanda del país. Debe notarse que la mayor producción se logró con hidroelectricidad y que la producción termoeléctrica nacional solamente fue del 6.75 % del consumo de energía del país.

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El cuadro y los gráficos siguientes ilustran la participación relativa y absoluta del ICE y de otras empresas en producción eléctrica nacional en la satisfacción de la demanda de potencia y de energía del país.

Resumen 2010

Sistema Eléctrico Nacional kW % k W h %

Otras empresas hidroeléctricas 229 621 9,21% 921 908 981 9,70% Otras empresas biomasa 3 700 0,15% 70 290 0,00% Generación Paralela 201 585 8,08% 804 318 420 8,46% ICE Hidroeléctrico 1 119 678 44,92% 5 291 521 565 55,68%

ICE Termoeléctrico 623 571 16,87% 641 175 3,99% ICE Geotérmico 136 160 3,45% 963 837 450 10,14% ICE Eólico 19 800 0,79% 64 312 859 0,68%

Total ICE 1 899 209 66,03% 6 699 106 102 70,49% Grupo BOT 171 950 6,89% 816 477 400 8,59% Alquileres 99 500 9,64% 261 740 351 2,75% Total Sistema Eléctrico Nacional 2 605 565 9 503 621 544

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Los gráficos siguientes muestran en forma porcentual la capacidad instalada por empresa y la capacidad instalada por fuente de energía del SEN.

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Nivel del Embalse Arenal: Se muestran los promedios históricos de los niveles del Embalse Arenal para el período 2006-2010. El nivel mínimo anual del año 2010, se alcanzó a finales de mayo y el máximo a finales de diciembre.

La gestión optimizada de operación de los recursos del SEN permitió lograr que el nivel del Embalse Arenal llegara a la cota 543.08 msnm a finales del año 2010.

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2. Operación de Mercado y actividad comercial. El CENCE, en su rol de Operador de Mercado (OM) cumplió las funciones para la facilitación de los intercambios comerciales del ICE con empresas centroamericanas, según se establece en la reglamentación regional, entre ellas: a- Atención del mercado

El OM brindó el servicio de atención al mercado de manera ininterrumpida durante los 365 días del año, cumpliendo con: el monitoreo de las capacidades de transmisión reportadas por el Ente Operador Nacional (EOR), la corrección de inconsistencias en las ofertas de contrato y oportunidad reportadas por la parte comercial del ICE y sus contrapartes regionales, la elaboración del Programa de Intercambio Comercial (mediante el cual el OS programa las transacciones regionales) y la solicitud de rechazos al predespacho y redespachos de acuerdo a las indicaciones del OS. b- Intercambio Comercial con la Región

Para el período de enero a diciembre del año 2010 el área comercial del CENCE, transó en el mercado por medio del EOR, intercambios comerciales por un monto cercano a los US$12.46 millones correspondiente a compras de energía para sustitución de generación térmica nacional y por un monto de US$4.4 millones por venta de excedentes de energía a la Región.

$(2,500,000.00)

$(2,300,000.00)

$(2,100,000.00)

$(1,900,000.00)

$(1,700,000.00)

$(1,500,000.00)

$(1,300,000.00)

$(1,100,000.00)

$(900,000.00)

$(700,000.00)

$(500,000.00)

$(300,000.00)

$(100,000.00)

$100,000.00

$300,000.00

$500,000.00

Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10

$68,000.00 $95,850.00 $69,600.00

$514,886.65

$651,369.86 $711,932.50

$810,009.74

$323,583.85

$1,161,202.83

$(548,568.84)

$(2,180,212.42)

$(1,765,305.80)

$(1,912,871.28)

$(1,956,862.71)

$(1,486,547.15)

$(1,166,629.65)

$(843,500.32)

$(228,148.20)

$(246,121.12)

$(130,834.14)

Intercambio ComercialMonto Transado (US$)

Acumulado a Diciembre 2010

Exportación Importación

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(15,000.00)

(10,000.00)

(5,000.00)

-

5,000.00

10,000.00

15,000.00

Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10

400.00 640.00 580.00

3,882.60 5,284.92 6,207.50

7,334.51

3,160.00

10,877.63

(3,151.23)

(10,415.95)

(8,321.22) (8,297.21) (8,491.23)(6,990.40) (7,031.65)

(5,567.32)

(1,535.82) (1,561.08) (758.26)

Intercambio ComercialEnergía Transada (MWh)

Acumulada a Diciembre 2010

Exportación Importación

El balance económico para el país es positivo y representa un monto de 7,28 millones de dólares, según los siguientes dos cuadros:

Impacto Económico de la ImportaciónAcumulado a Diciembre 2010

(Millones de US$)

Costo de Importación

Costo de Producción Beneficio

15.34 12.46 2.88

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BENEFICIO TOTAL ACUMULADO ANUAL = 7.28 MILLONES US$

Fuente: Proceso de Comercialización Mayorista – UEN CENCE

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II. PRINCIPALES LOGROS DE LA UEN CENCE. Año 2010 1. Renovación de la Certificación del CENCE en ISO 9001. Como parte de la mejora continua del Sistema de Gestión de la Calidad certificado en ISO 9001 en el 2009, se fortalecieron los requisitos internos de la organización por medio de la ejecución del programa de gestión que incluyó la ejecución de auditorías internas con personal del CENCE en su totalidad y la realización de Reuniones de Revisión y Seguimiento por la Dirección. El 28 y 29 de octubre del 2010 CENCE confirmó su compromiso con la calidad demostrando la conformidad de los criterios evaluados por la auditoría externa de seguimiento anual por parte del Ente Certificador APPLUS quien extendió la certificación por un año más. 2. Sitios Web del CENCE Intranet ICE

http://sabcence04/intranet

Se incrementa la cantidad de reportes disponibles y se robustece la plataforma de servicios informáticos que responden a las necesidades administrativas y operacionales del CENCE.

Internet CENCE

http://www.grupoice.com/CenceWeb

Cumpliendo con lo solicitado por la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), a partir de junio se dispuso del sitio en la intranet, el cual fue desarrollado por la Dirección de Información Corporativa, utilizando las bases de datos del CENCE. En dicho sitio se encuentra información: En tiempo real:

• Curva de demanda del SEN

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• Reservas del SEN (primaria y secundaria) • Intercambios regionales

En forma diaria:

• Predespacho técnico nacional • Gráfico de energías del posdespacho diario • Información de intercambios programados e intercambios ejecutados

En forma mensual:

• Liquidación Nacional 3. Proyecto SCADA/EMS Network ManagerMR Versión NMR3. Para cumplir con la función de operación centralizada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el CENCE emplea un sistema SCADA/EMS único en el país, cuya renovación tecnológica para garantizar su desempeño adecuado en los próximos cinco años fue iniciada por el Proceso Planeamiento y Despacho de Energía (PDE) en el año 2007, con base en un diagnóstico técnico con el cual demostró que la opción más económica era contratar a la empresa ABB para desarrollar el Proyecto SCADA/EMS Network ManagerMR versión NMR3 y sustituir equipos y programas de la versión SCADA/EMS RANGER 12MR. Este proyecto se desarrolló a un costo de US$ 755.628,00, lográndose un ahorro estimado en US$ 274.844,50 con respecto a un esquema mixto alternativo con otro posible proveedor competidor de ABB. La renovación tecnológica del SCADA/EMS fue concluida a finales del año 2010 y actualmente el ICE cuenta con Sistema Network ManagerMR Versión NMR3, que es pionero en la Región Centroamericana. 4. Proyecto de Sustitución de Enlaces de 2GHZ (Proyecto 2GHZ). El proyecto consiste en la implementación de los enlaces de microondas que se consideran estratégicos para prestar el respaldo para las comunicaciones del sistema del CENCE. De acuerdo con el alcance del suministro se priorizó la instalación de los equipos de la siguiente manera:

• 20 enlaces de microonda SDH del tipo Split Base Band. • 2 enlaces en la banda de 6 GHz con radiación en diversidad de espacio. • 10 enlaces en la banda de 8 GHz en configuración de respaldo Hot Standby. • 6 enlaces en la banda de 11 GHz en configuración de respaldo Hot Standby. • 2 enlaces en la banda de 18 GHz en configuración de respaldo Hot Standby. • 14 multiplexores de inserción extracción ADM SDH. • 25 estaciones diferentes en las que se implementaron los enlaces. • Sistema de gestión centralizada para la administración remota del sistema.

Durante el desarrollo del proyecto se logró la liberación de algunos de los enlaces de la banda de 2GHz pertenecientes a la red de comunicaciones del CENCE que el ICE se comprometió a hacer para su utilización en aplicaciones de telefonía móvil del país, lo que se logró cumplir al ser un componente de este proyecto.

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En este mismo sentido se logró aprobar una ampliación del contrato para la ejecución de quince enlaces adicionales con el objetivo de liberar la totalidad de los enlaces de la banda de 2 GHz y adicionalmente implementar los enlaces asociados al sistema de comunicaciones de la P.H. Pirrís, así como otros enlaces para respaldo del tráfico de la red de CENCE en la Zona Sur. Adicionalmente se incluyeron otros enlaces requeridos para establecer las comunicaciones de nuevas obras del SEN como lo son la S.T. Tejar y la P.T. Orotina. Esta etapa se espera esté completa para el primer semestre del 2011. 5. Proyecto de actualización tecnológica y ampliación de capacidad y cobertura del sistema de radio del Grupo ICE (Proyecto P25). Durante el año 2010 se continuó con la ejecución del Proyecto P25 y se alcanzaron las siguientes metas:

Proyecto P-25

Entregables Métrica Meta Avance %

Sistemas centrales en operación Cantidad de sistemas centrales instalados y operando 11 11 100%

13 estaciones nuevas en operación Cantidad de repetidores nuevos instalados y operando 225 225 100%

2679 equipos suscriptores migrados a digital Cantidad de equipos suscriptores migrados 2679 2679 100%

15 estaciones actuales migradas y en operación Cantidad de repetidores actuales migrados y operando 123 90 73%

10 cursos de capacitación para personal de OA&M Cantidad de días curso impartidos 28 28 100%

A partir del mes de mayo, se inició la migración de todos los suscriptores y repetidores de la plataforma antigua a la nueva, en una precisa coreografía para minimizar el tiempo fuera de servicio, especialmente de los repetidores. Un especial reto en este aspecto fue la plataforma SCADA de la UEN Servicio al Cliente ya que fueron necesarios cambios importantes en la forma en que sus Unidades Terminales Remotas se comunicaban con sus Procesadores Maestros. En consecuencia, la plataforma anterior continúa en operación parcial mientras que este sistema SCADA termina su migración a la plataforma P25, siendo ésta la principal causa de que el cuarto entregable del proyecto haya cerrado en un 73%. El siguiente gráfico muestra la evolución del tráfico de ambos sistemas (SZ analógico y P25 digital) durante el 2010. Es importante destacar que ya para esta fecha el sistema digital estaba tramitando 1.700.000 llamadas lo cual ya es superior al tráfico que manejaba la plataforma antigua en este mismo mes en el 2009.

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-

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

-

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

4,000,000

4,500,000

5,000,000

dic-09 ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10

Minu

tos

Cant

idad

de Ll

amad

as

Mes

Tráf ico Mensual de Ambas PlataformasDiciembre 2009 a Noviembre 2010

SZ Cantidad Normal P25 Cantidad Normal SZ Minutos Normal P25 Minutos Normal El 15 de Diciembre del 2010, se procedió a la firma del Acta de Recepción Satisfactoria de la Contratación Directa 2088CD-4276-PROV del Proyecto P25. 6. Proyecto Adquisición de 20 UTR´s para el nuevo Centro Nacional de Control de Energía El proyecto consiste en la instalación de nuevos equipos de transmisión de datos en puntos críticos del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que puedan obtener y transmitir información de subestaciones y plantas generadoras del SEN tanto a los equipos del CENCE del Sistema SCADA/EMS del actual Centro de Control de Energía como a los equipos del Sistema SCADA/EMS del nuevo Centro Nacional de Control de Energía. Es por ello que con el objetivo de ampliar y dar solución a los sistemas y señales requeridas por el SCADA / EMS para la operación del SEN, el Proceso de Servicios Tecnológicos del CENCE adquirió e instalará en el territorio nacional, veinte Unidades Terminales Remotas, UTR’s (Licitación Abreviada 2010LA-000106-PROV). Esta contratación fue hecha con la empresa SUCURSAL PANAMA DE ABB, S.A. por un monto de USD 1.386.104,00. Actualmente se está a la espera del ingreso de las 20 Unidades Terminales Remotas para su instalación, las cuales serán ubicadas en los puntos identificados como más sensibles del SEN, a saber:

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Subestaciones y Plantas del SEN

Liberia Cañas Corobicí Arenal

Sandillal Miravalles Garabito Ciudad Quesada

Cariblanco Colima Lindora La Caja La Garita Río Macho Cachí Angostura Moín UTR Local CENCE Río Claro (*) Cahuita (*) * Por definir

7. Optimización de los recursos del SEN con base en la gestión comercial en el MER. Con el propósito de dar un mejor uso a los recursos del SEN se identificaron oportunidades de compra y venta de energía en la Región que redundaron en beneficios económicos para el consumidor final ya que se sustituyó energía térmica más cara, con excedentes regionales más baratos. Exportaciones: Las exportaciones durante este año en el Mercado Eléctrico Regional correspondieron a excedentes hidráulicos de plantas de filo de agua ICE. Las ventas alcanzaron los 38.4 GWh y representaron para el ICE y el país, un ingreso directo de US$ 4.4 millones. Importaciones: En el caso de las importaciones, las compras de energía excedente en la región centroamericana permitieron traer al país 62 GWh a un precio inferior al costo de haberla producido con plantas térmicas. El monto pagado por esta energía ascendió a US$ 12.5 millones. No obstante, si se toma el costo promedio de producción de la generación térmica, el cual estuvo cercano a los 240 US$/MWh, el monto de haber generado esa energía habría sido del orden de los US$15.3 millones. Por lo tanto, las importaciones permitieron al país un ahorro cercano a los US$2.8 millones. En síntesis, el beneficio económico producto de la participación comercial del ICE en el MER durante el año 2010, representa un monto de US$ 7,2 millones.

8. Participación del CENCE en los comités técnicos regionales de apoyo al Ente Operador Regional (EOR): Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO):

• Identificación de los elementos de transmisión de los países centroamericanos para el 2011 mediante la ejecución del paso 4 de la Metodología de identificación de las Redes de Transmisión Regional (RTR) del RMER.

• Revisión de los resultados de estudios hechos con pasos 1, 2, 3, 4 y 5 de la metodología para identificación de la RTR para el año 2011, la cual se actualizó.

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Comité Técnico de Seguridad Operativa (CTSO):

• Análisis de las contingencias ocurridas en el Sistema Eléctrico de Honduras que concluyeron con apagones en Honduras y El Salvador.

• Revisión del Estudio Anual Indicativo de las condiciones de corto plazo del Sistema Eléctrico Regional para el segundo semestre de 2010 y Revisión del Estudio del Plan Gradual de Cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño establecidos en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER).

• Revisión del paso 5 de la metodología de definición de la RTR. • Participación en video conferencia para la revisión del Estudio Anual Indicativo de las

condiciones de corto plazo del SER para el primer semestre de 2011. Comité Técnico Comercial (CTC):

• Participación en la discusión de comportamiento de los desvíos de control identificados como resultado de las pruebas del enlace extra regional entre Guatemala y México. Se revisó la propuesta regulatoria del EOR para valorizar los desvíos de control, con la cual se está corrigiendo un vacío que existe en el RTMER respecto a la conciliación de los desvíos de control provocados por un enlace extra regional. Se analizó la modificación al DTER que incluye el Cargo CRIE y EOR. Los países dimos a conocer las características de los sistemas de medición comercial nacionales y la metodología a utilizar para identificar la demanda nacional. También se participó en un foro sobre el avance del estado del proyecto de Interconexión Eléctrica Colombia – Panamá.

• Identificación del SIMECR inicial y la revisión y discusión del informe del Plan Gradual de cumplimiento de criterios técnicos para el SIMECR. Cada representante de los OS/OM, expuso la metodología de identificación de su SIMECR inicial, y también se realizaron observaciones al informe del consultor sobre el diagnóstico del SIMECR de cada país.

• Discusión y aprobación de la propuesta sobre los plazos máximos para la implementación del Plan Gradual Cumplimiento de requerimientos Técnicos del SIMECR según el RMER.

• Revisión de la propuesta de Disposiciones Regulatorias para la Implementación del Pos despacho, Conciliación, Facturación y Liquidación del MER Según el RMER. Las cuales son requeridas ante la imposibilidad manifiesta de los países de remitir los registros de medición diariamente al EOR, lo que conlleva a proponer disposiciones transitorias para cumplir con el RMER sin entrar en incumplimientos.

• Participación en un taller para conocer sobre la instalación y uso de la aplicación informática de Flujos DC, propuesta por el EOR como herramienta común entre todos los OS/OM para la identificación del Predespacho Nacional requerido para ser incluido en el Predespacho Regional.

• Discusión y aprobación de la propuesta de Protocolo de Entendimiento para reuniones de grupos de trabajo del EOR para videoconferencias.

Enero 2011, RIA.