Fijación del Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de ...

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAAS

AV, CAN AD A N 1460 - SAN BORJA

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Informe Nº 076-2017-GRT

Fijación del Margen de Reserva Firme Objetivo y la

Tasa de Indisponibilidad Fortuita para el SEIN

Periodo 2017 – 2021

Lima, febrero de 2017

Osinergmin Informe Nº 076-2017-GRT

Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo mayo 2017- abril 2021) Página i de ii

Resumen Ejecutivo

El presente informe contiene el sustento de la determinación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) de la unidad de punta que se utilizan para el cálculo del Precio Básico de la Potencia, en cumplimiento de lo establecido en el ítem c) del Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas1, para el periodo mayo 2017 – abril 2021.

El MRFO ha sido determinado bajo el criterio de obtener un nivel suficiente de confiabilidad del parque generador, considerando la demanda proyectada para el per íodo mayo 2017 – abril 2021 y tomando en cuenta el nivel óptimo, desde el punto de vista económico, de los costos de falla por la restricción de suministros (costos por pérdida de suministro ante fallas fortuitas) y los costos de inversión y operación de las unidades de generación de respaldo que permitan mantener un margen de reserva adecuado de generación para el sistema2.

Para el presente informe se ha desarrollado una metodología y un modelo de estimación de la confiabilidad del parque generador que permiten realizar los cálculos probabilísticos y económicos necesarios para optimizar la reserva de generación requerida, bajo criterios que minimicen los costos de falla y las inversiones en el parque generador de reserva.

En ese sentido, se ha considerado que, para la definición de los márgenes de reserva de generación se requiere, por un lado, una proyección de la demanda, y por el otro, la expansión de la generación asociada a esa proyección, como las posibles condiciones en el suministro de los insumos para el parque de generación eléctrica3, todo lo cual origina niveles de incertidumbre; es por ello que la obtención del MRFO ha evaluado incluyendo dichas restricciones.

Así, el MRFO ha sido determinado como consecuencia de la expansión óptima del parque de generación, satisfaciendo los siguientes criterios de confiabilidad, seguridad y calidad:

1 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio

Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos:

(…)

c) La Comisión f ijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisión f ijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.

(…) 2 La relación es que a mayor costo de falla es más económico invertir en más unidades de generación de respaldo para

evitar una restricción de suministros, mientras que, a menor costo de falla es más económico invertir en pocas unidades de generación de respaldo y tener eventuales restricciones de suministros.

3 Esto implica considerar tanto la variación de la hidrología en las cuencas que se ubican las centrales hidroeléctricas, como la disponibilidad del combustible que alimenta a las centrales termoeléctricas.


Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo mayo 2017- abril 2021) Página ii de ii

El sistema debe satisfacer el criterio de confiabilidad de suministro de tipo probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía.

El plan de expansión de la generación debe corresponder tanto a los proyectos en curso como a los proyectos factibles de entrar en operación, de acuerdo con los criterios de mínimo costo y de sostenibilidad económica.

El sistema debe tener capacidad para soportar la pérdida de la central de generación más importante del SEIN sin tener racionamiento de suministro.

El sistema debe ser capaz, bajo la condición de hidrología baja y/o de problemas en el suministro de combustible, de abastecer la energía de la demanda sin racionamiento de suministro.

La metodología para la determinación del MRFO se ha basado en la expansión del sistema y la determinación de un margen de reserva óptimo considerando como horizonte el periodo mayo 2017 – abril 2021, con un crecimiento de demanda proyectado y un parque generador que toma en cuenta las unidades existentes y los proyectos de nuevas unidades bajo criterios de confiabilidad de suministro, mínimo costo y sostenibilidad económica en el tiempo. Las premisas de oferta y demanda adoptadas en el presente informe se han elaborado tomando como base, los datos utilizados por Osinergmin en la Fijación de Precios en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017, actualizados considerando valores vigentes.

Se han analizado los siguientes escenarios:

Hidrología promedio (50 años).

Hidrología de un año seco (Escenario más conservador).

Indisponibilidad del ducto de transporte del gas natural de Camisea.

Como resultado del estudio se concluye que el margen de reserva firme que conservadoramente representa (Hidrología año seco) los requerimientos de generación de reserva firme especiales que el SEIN necesita es igual a 35,44%. En consecuencia, el MRFO es equivalente a 23,45%, dado que se tiene que descontar el equivalente porcentual de las potencias de las centrales de Reserva Fría de Generación, respecto de la máxima demanda del SEIN.

Por otro lado, para la determinación de la TIF se tomó en consideración la información estadística de indisponibilidad de unidades termoeléctricas de los Estados Unidos de América y del Canadá, preparada por el North American Electric Reliability Council (NERC), para una unidad termoeléctrica que utiliza gas como combustible primario y con capacidad entre 200 y 299 MW. En razón de dicha información, se propone una TIF de 5,24 %.


Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo mayo 2017- abril 2021) Página 1 de 61

INDICE

1 INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................2

2 DETERMINACIÓN DEL MRFO...................................................................................3

2.1 ANTECEDENTES ........................................................................................................ 3

2.1.1 Evolución de la reserva del SEIN sin considerar la Reserva Fría de Generación (RFG) .......................................................................................... 3

2.1.2 Alcance del Margen de Reserva Firme Objetivo ....................................... 4 2.2 CRITERIOS PARA LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ............................................. 5 2.2.1 Premisas……… .............................................................................................. 5

2.2.2 Criterios Generales......................................................................................... 6 2.2.2.1 Criterios de Confiabilidad del Suministro ....................................... 6 2.2.2.2 Criterio de Condición Hidrológica................................................... 8 2.2.2.3 Criterio de Mínimo Costo ................................................................ 8

2.2.3 Criterios Específicos Utilizados en la Expansión de la Generación del SEIN…….. ................................................................................................. 8

2.3 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL MRFO.............................................................. 9 2.4 PREMISAS DE CÁLCULO.......................................................................................... 10 2.4.1 Generales……............................................................................................... 10

2.4.2 Proyección de la Demanda ......................................................................... 10 2.4.3 Parque Generador ........................................................................................ 11

2.4.4 Disponibilidad de Unidades......................................................................... 12 2.4.5 Operación del Sistema................................................................................. 12 2.4.6 Costo de Falla de Largo Plazo ................................................................... 12

2.4.7 Parámetros Económicos.............................................................................. 12 2.4.8 Resultados Obtenidos.................................................................................. 13

3 TASA DE INDISPONIBILIDAD FORTUITA........................................................... 21

3.1 TASA DE INDISPONIBILIDAD FORTUITA ................................................................... 21 3.2 FACTOR DE INDISPONIBILIDAD FORTUITA ............................................................... 22

4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES......................................................... 23

5 REFERENCIAS........................................................................................................... 24



1 Introducción

Para determinar el Precio Básico de la Potencia (PBP), el Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE) dispone la utilización de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y del Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), según la ecuación (1).

Donde:

PTG : Costo unitario de la unidad de punta, que incluye la anualidad de la inversión del turbogenerador y su conexión a la red, así como los costos fijos anuales de operación y mantenimiento.

TIF : Tasa de indisponibilidad Fortuita

MRFO: Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN

El análisis que se realiza en el presente informe establece las metodologías para determinar el MRFO y TIF, y a partir de la aplicación de las mismas se recomienda dichos factores para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de 2017 (mayo 2017 – abril 2021).

Con relación al MRFO, su determinación se realizó a partir de una metodología y modelo de análisis de estimación de la confiabilidad de la generación, la misma que fue utilizada para la fijación del MRFO del periodo mayo 2013 – abril 2017, la cual permite efectuar cálculos probabilísticos y económicos necesarios para optimizar la reserva de generación requerida, bajo un criterio de mínimo costo para el periodo mayo 2017 – abril 2021.

Las premisas de oferta y demanda adoptadas en el estudio se han elaborado en base a los datos utilizados por Osinergmin en la Fijación de Precios en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017 actualizados, considerando valores vigentes y expandidos para todo el periodo de análisis.

Para la determinación de la TIF, en concordancia con el criterio utilizado para establecer el valor vigente, se adoptó como definición la probabilidad de que la unidad de punta se encuentre fuera de servicio durante el periodo de interés. Para su evaluación se recurrió a estadísticas sobre la indisponibilidad de grupos termoeléctricos de los Estados Unidos y Canadá. Los datos de indisponibilidad contenidos en el informe preparado por la North American Electric Reliability Corporation (NERC), han sido la información base que ha servido de referencia para el establecimiento del valor final de la TIF.



2 Determinación del MRFO

2.1 Antecedentes

2.1.1 Evolución de la reserva del SEIN sin considerar la Reserva Fría de Generación (RFG)

El comportamiento de la reserva efectiva4 y de la reserva firme5 del SEIN desde mayo de 2013 hasta enero de 2017, sin considerar la RFG fue conforme a la Figura Nº 2.1, en la cual se observa que hasta abril de 2016, la reserva firme era menor al MRFO fijado por Osinergmin.

Figura N° 2.1 – Evolución de la Reserva del SEIN sin RFG

Ahora considerando la RFG como reserva del SEIN, se observa en la Figura Nº 2.2 que, a partir de mayo de 2013, la Reserva Firme está por encima del MRFO fijado por Osinergmin.

4 La reserva efectiva es la diferencia entre la suma de las potencias efectivas de todas las unidades de generación del SEIN menos la demanda máxima del sistema. Entendiéndose como potencia efectiva, a la potencia que las unidades de generación pueden entregar en condiciones normales de operación.

5 La reserva f irme es la diferencia entre la suma de las potencias f irmes de todas las unidades de generación del SEIN menos la demanda máxima del sistema. Entendiéndose como potencia f irme, a la potencia que las unidades de generación pueden garantizar con alta seguridad.



Figura N° 2.2 – Evolución de la Reserva con RFG

En ambos casos, se observa que a partir de mayo de 2016 la reserva efectiva y reserva firme aumentaron considerablemente hasta llegar a su máximo valor de 86% y 81%, respectivamente, debiéndose a la puesta en operación comercial de las plantas del Nodo Energético en el Sur del Perú (1200 MW) y de las centrales hidroeléctricas Chaglla (460 MW) y Cerro del Águila (513,84 MW).

2.1.2 Alcance del Margen de Reserva Firme Objetivo

A partir del año 2000 el margen reserva del SEIN disminuyó considerablemente hasta 23% (2008), debido al alto crecimiento de la demanda (10% anual en promedio) y a la falta de inversión en el parque de generación. En vista de ello, el año 2009, mediante Decreto de Urgencia N° 121-2009, se estableció como prioridad promover la inversión en la denominada Reserva Fría de Generación (RFG) como medida excepcional con la finalidad de mantener la suficiente generación para atender el crecimiento futuro de la demanda de electricidad. No obstante el año 2010, mediante Decreto Supremo N° 001-2010-EM, y el año 2011, mediante Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM, se establece como permanente la posibilidad de promover la inversión en Reserva Fría, para lo cual se establece el desarrollo de licitaciones de centrales de generación para la Reserva Fría, que realizó PROINVERSION6 por encargo del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), con la finalidad cumplir con el MRFO.

La RFG se estableció que formase parte de las denominadas unidades de generación que pueden operar con un combustible alternativo al gas natural (conocidas como duales) y; por tanto, remuneradas mediante el cargo tarifario por seguridad de suministro a que se refiere el Decreto Legislativo N° 1041

7.

6 PROINVERSION llevó a cabo el Concurso Público Internacional para Otorgar en Concesión el Proyecto de

Reserva Fría de Generación (Planta Trujillo - Planta Ilo - Planta Talara) donde se adjudicó la Planta Ilo de 400 MW a la empresa ENERSUR, mientras que la Planta de Talara de 200 MW a la empresa EEPSA, quedando desierto la Planta de Trujillo.

Con la f inalidad de cubrir la parte faltante de reserva fría, PROINVERSION llevo a cabo un nuevo Concurso Público Internacional para Otorgar en Concesión el Proyecto:” Reserva Fría de Generación –Planta Eten”, donde se adjudicó la Planta Eten de 200 MW al consorcio Cobra-Enersa.

7 Artículo 6.- Compensación adicional por seguridad de suministro

Osinergmin regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas

natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible. Dicha compensación se denominará compensación por seguridad de suministro.

Osinergmin, al f ijar la Tarifa en Barra, considerará como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento.



No obstante, mientras que la potencia que aportan las unidades duales que no son RFG se remunera como a cualquier otra unidad de generación, vía lo recaudado por los conceptos de PBP, la potencia de las centrales que sí son RFG sólo se remuneran a través de lo recaudado por el Cargo de Compensación por Seguridad de Suministro (CSS8), tal como se resume en el cuadro 2.1.

Cuadro N°2.1. Resumen de Remuneración por Potencia

Tipo de Unidad Pago por Potencia

(PBP) Compensación por

Seguridad de Suministro

No RFG Si No

RFG No Si

Estas diferencias en cuanto a remuneración deben considerarse en el alcance del MRFO como concepto para remunerar potencia.

Al respecto, tanto la RFG como el resto de unidades de generación que operan en el sistema contribuyen a la reserva del SEIN; por cuanto, ésta se mide como la suma de las potencias que aportan todas las unidades de generación (RFG y no RFG) que integran el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) dividida entre la máxima demanda del SEIN.

Por tanto, si el MR es la potencia en exceso de la demanda que requiere el SEIN para garantizar confiabilidad y RF es la potencia de las unidades contratadas como RFG, entonces, la potencia en exceso de la demanda a requerir del resto de unidades sería únicamente la diferencia de MR y RF.

Considerando lo anterior, puesto que la RFG es remunerada mediante el CSS, es congruente que sólo la diferencia de MR y RF debe ser remunerada mediante la tarifa PBP.

En consecuencia, el MRFO a ser establecido para el periodo 2017 – 2021 ha sido determinado como la diferencia entre la reserva total que se calcule como necesaria para dicho periodo menos la parte que de dicha reserva represente la Potencia Firme de las unidades que integran la RFG, tal como fue establecido para el periodo 2013 – 2017.

2.2 Criterios para la Expansión de la Generación

2.2.1 Premisas

Considerando la evolución de la oferta y la demanda en el SEIN, el MRFO se ha determinado bajo el criterio de obtener un nivel suficiente de confiabilidad del parque generador, considerando el periodo mayo 2017 – abril 2021, y analizando los problemas de suministro de gas natural y bajos caudales que en el corto plazo afectan la seguridad del parque generador.

Adicionalmente, el MRFO se ha calculado tomando en cuenta el punto óptimo, desde el punto de vista económico, de los costos de falla de la restricción de suministros (costos por pérdida de suministro ante fallas fortuitas) y los costos de inversión y

8 Esto no signif ica que no se considere que aportan Potencia Firme al SEIN, sino que se ha optado que ésta sea remunerada exclusivamente a través del Cargo de Compensación por Seguridad de Suministro. Ver cláusulas 3 y 4 de los contratos suscritos por RFG.



operación de las unidades de generación de respaldo que permitan mantener un margen de reserva adecuado de generación para el sistema9.

Para la determinación del MRFO se ha evaluado un escenario con baja hidrología (90% de probabilidad excedencia) y disponibilidad limitada en el transporte de gas natural de Camisea utilizándose, además, un modelo multinodal con la finalidad de incluir dentro del análisis las limitaciones de los principales enlaces de transmisión.

Se ha utilizado la metodología y un modelo de estimación de la confiabilidad del parque generador, similar a la utilizada para el periodo mayo 2013 – abril 2017, que permiten realizar los cálculos probabilísticos y económicos necesarios para optimizar la reserva de generación requerida, bajo criterios que minimicen los costos de falla y las inversiones en el parque generador de reserva.

Para el análisis de la expansión en la oferta de generación se tomó en cuenta el parque generador existente, así como nuevos proyectos de generación considerando tanto aquellos que se encuentran en curso como los que sean factibles de entrar en operación en el horizonte evaluado. Los datos correspondientes a la operación del parque existente, así como del conjunto de plantas que entrarán en operación durante el período mayo 2017 – abril 2021 están basados en las premisas utilizadas en el estudio de Fijación de Precios en Barra para el per íodo mayo 2016 – abril 2017, actualizados considerando valores vigentes y proyectados para todo el periodo de análisis. En el caso de los proyectos de nuevas plantas generadoras, los costos de inversión se han constituido sobre la base de la información contenida en anteriores estudios realizados por Osinergmin y el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Por lo anterior, el MRFO constituye una señal de confiabilidad dada para el sistema actual en el cual la expansión de la generación para el despacho de energía se basa en unidades de alto o mediano costo de inversión (básicamente centrales hidroeléctricas y turbogases de ciclo combinado a gas natural), mientras que la expansión de la generación de reserva se basa exclusivamente en unidades de bajo costo de inversión, es decir, en unidades turbogases de ciclo abierto.

2.2.2 Criterios Generales

Los criterios de planeamiento de la generación en sistemas eléctricos de potencia están centrados en dos aspectos:

Confiabilidad del Suministro: Aspecto que considera el grado de seguridad que la oferta debe tener para cubrir la demanda proyectada de tal manera que no se presente racionamiento del servicio para el grado especificado.

Minimización de Costos: Aspecto que considera que la expansión del parque generador debería resultar del mínimo costo total del suministro (incluyendo costos de inversión, operación, mantenimiento y energía no servida).

La determinación del MRFO del SEIN se ha realizado de acuerdo con la formulación de una serie de criterios técnicos y económicos, los mismos que se exponen a continuación:

2.2.2.1 Criterios de Confiabilidad del Suministro

Los criterios de confiabilidad del suministro usualmente aceptados pueden ser determinísticos o probabilísticos.

Los criterios determinísticos contemplan la determinación de la reserva de capacidad de generación, sobre la base de una regla simple para determinar la

9 La relación es que a mayor costo de falla es más económico invertir en más unidades de generación de respaldo para evitar una restricción de suministros, mientras que, a menor costo de falla es más económico invertir en pocas unidades de generación de respaldo y tener eventuales restricciones de suministros.



pérdida admisible de unidades de generación, sin incurrir en racionamiento. Entre estos se tiene:

El Criterio de Margen de Reserva Porcentual.- El margen de reserva de generación mínimo admisible se determina como un porcentaje de la máxima demanda y no depende del tamaño ni del número de las unidades que la conforman;

El Criterio de Reserva por la Unidad Más Grande.- Contempla la determinación de la reserva de generación tomando en consideración la unidad o un número de unidades con la mayor capacidad del sistema; y,

El Criterio de Reserva para Condición Hidrológica Extrema.- Utilizado en sistemas con un alto componente de generación hidroeléctrica y donde el margen de reserva se fija de tal manera que al presentarse un año de hidrología extremadamente seca no se llegue al racionamiento.

Los criterios probabilísticos están dirigidos a determinar el nivel probabilístico de la confiabilidad del servicio que se quiera fijar por lo que se incidirá en el número, tamaño y tipos de unidades que se requiera incluir en la expansión de la generación. Los criterios probabilísticos mayormente utilizados son los referidos a la probabilidad de pérdida de la potencia de carga, y los que comprenden la probabilidad de pérdida de energía:

Criterio de Expansión bajo LOLP.- El criterio de expansión de la generación basado en la Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP – Loss of Load Probability), establece que la expansión de la generación es definida bajo un nivel de probabilidad de pérdida de carga dada.

La probabilidad de pérdida de carga de un parque generador se define como la probabilidad de que éste no satisfaga la demanda de potencia del sistema (carga). Cada configuración de parque generador con diferentes tamaños y tipos de unidades generadoras, aunque de la misma capacidad total, presenta diferentes probabilidades de pérdida de carga.

Este criterio es el más ampliamente utilizado en planeamiento eléctrico; sin embargo, no es adecuado para sistemas conformados por centrales hidroeléctricas y térmicas, con participación importante de generación hidroeléctrica, en la que la oferta de energía y potencia varía en el tiempo, como es el caso del SEIN.

Una expresión más utilizada del indicador de LOLP es la “pérdida esperada de carga” o LOLE (Loss of Load Expectation), el que se expresa en unidades de tiempo (días/año ó años/día).

Criterio de Expansión bajo LOEE.- El criterio de expansión de la generación basado en la “pérdida esperada de energía” (LOEE – Loss of Energy Expectation), establece que la expansión de la generación es definida bajo un nivel de probabilidad de pérdida de energía dada.

La pérdida esperada de energía de un parque generador se define como la probabilidad de que éste no satisfaga la demanda de energía del sistema (carga). Cada configuración de parque generador con diferentes tamaños y tipos de unidades generadoras, aunque de la misma capacidad total, presenta diferentes pérdidas esperadas de energía.

Este criterio no es comúnmente utilizado en planeamiento de expansión de generación pero se puede aplicar en sistemas con un gran componente hidráulico con embalses de regulación de tamaño mediano, como es el caso peruano.

En el Anexo A se presenta información sobre la teoría de aplicación del LOEE.



2.2.2.2 Criterio de Condición Hidrológica

Para fines de evaluación del margen de reserva en condiciones de operación normal, se considera la hidrología media en la operación de plantas hidroeléctricas.

Para fines de evaluación del margen de reserva en condiciones de contingencia de generación en año seco, se considera la hidrología correspondiente a los años secos (bajos caudales) que permita una producción hidroeléctrica con un 90% de probabilidad de ocurrencia, a fin de tener la reserva necesaria que garantice el suministro continuo de energía en condiciones de año seco.

2.2.2.3 Criterio de Mínimo Costo

El margen de reserva, de un parque de generación, debe estar conformado por unidades de alta disponibilidad y bajo costo de inversión, aunque tengan alto costo de producción variable.

Desde el punto de vista del sistema, el costo del margen de reserva de generación está determinado por:

Costo por Energía No Servida (ENS): Costos por la pérdida esperada de energía ante la falla probabilística de unidades de generación. Estos costos disminuyen cuando el margen de reserva se incrementa.

Costos de las Unidades de Reserva: Costos de inversión y operación de las unidades que conforman la reserva de la generación. Estos costos se incrementan mientras el margen de reserva también aumenta.

2.2.3 Criterios Específicos Utilizados en la Expansión de la Generación del SEIN

La forma más usual de garantizar el cubrimiento de potencia y energía a lo largo del horizonte de evaluación consiste en el establecimiento de un conjunto de criterios de seguridad, confiabilidad y calidad, de tal manera que el desarrollo de la generación los tome en cuenta.

La adopción de estos criterios, así como de las premisas que se incluyen en cada uno de ellos, representan el grado de seguridad que, en este caso, Osinergmin considera suficiente para garantizar la cobertura de la demanda máxima futura más un margen de reserva, así como el abastecimiento al consumo de energía previsto a lo largo del horizonte de evaluación, mediante el desarrollo del parque generador al mínimo costo actualizado de inversión y operación.

Los criterios que se han utilizado para determinar la expansión de la generación del SEIN se basan en la mayoría de los criterios señalados anteriormente y son específicamente los siguientes:

Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo probabilístico basado en la pérdida esperada de energía – LOEE.- El parque generador debe ofrecer una confiabilidad bajo la cual se minimice los costos de pérdida esperada de energía y los costos de las unidades de reserva.

Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio de Reserva por la Unidad Más Grande.- El sistema debe tener capacidad para soportar la pérdida de la central de generación más importante del SEIN sin racionamiento. En este caso la central más grande la constituye el Complejo Mantaro-Restitución con una capacidad total de 841,5 MW.

Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio de Reserva para Condición Hidrológica Extrema.- El sistema debe ser capaz de abastecer la energía de la demanda, en caso ocurriese un año de hidrología extremadamente seca, sin incurrir en racionamiento. En este caso, el año seleccionado corresponde al de una excedencia del 95%.



Criterio de Sostenibilidad Económica en el Tiempo.- Sólo se deben incluir en la expansión aquellos proyectos que sean sostenibles económicamente durante su vida útil, es decir, que la proyección de los ingresos percibidos a través de los cargos por potencia y energía sea suficiente como para cubrir los gastos totales de inversión y operación esperados a una tasa de descuento especificada.

Criterio de Mínimo Costo. - La expansión de generación debe corresponder a la de mínimo costo actualizado de inversión y operación del parque de generación.

2.3 Procedimiento de Cálculo del MRFO

La metodología para la determinación del MRFO pasa por las siguientes actividades:

a) Se proyecta la demanda y oferta del SEIN para el período mayo 2017 – abril 2021 sobre la base de la información de la Fijación de Tarifas mayo 2016 – abril 2017, pero con datos actualizados y la proyección para completar el periodo de análisis.

b) Con la información proporcionada por el COES de los registros de los medidores de energía, se obtiene la demanda de potencia –en bornes de generación– para cada intervalo de 15 minutos del año previo. Se determina el modelamiento del comportamiento de la demanda total del SEIN (cómo varía la máxima demanda horaria durante los días del año evaluado); con lo cual se calculan los factores que llamamos factores de distribución mensual, diaria y horaria.

c) Los valores horarios de demanda del SEIN para las futuras curvas de duración se obtienen multiplicando los valores de la máxima demanda de potencia obtenidos en el literal a) por los factores mensuales, diarios y horarios de la demanda calculados en b) para cada mes.

d) Utilizando la base de datos del modelo PERSEO de la fijación tarifaria mayo 2016 – abril 2017 y la proyección de la demanda y de la oferta para el período mayo 2017 – abril 2021, se convierte la energía generada de las centrales hidroeléctricas en valores de potencia generada en las horas de punta, media y base, y luego se lleva a valores horarios. Al ser horario el intervalo de análisis, el valor numérico de la potencia es igual al valor numérico de la energía.

e) Para determinar la Tasa de Salida Forzada (Forced Outage Rate - FOR) que se utilizará para cada central de generación, se toma el mayor valor de la tasa de salida forzada reportada por la NERC y los factores de indisponibilidad fortuita calculados por el COES.

f) De los pasos d), e) y la capacidad firme de las centrales termoeléctricas, se calcula la tabla de la Probabilidad de Pérdida de Carga.

g) Del cálculo de la demanda horaria se obtiene el diagrama de curva de duración de la demanda de donde se obtendrá la tabla de pérdida de carga.

h) Se inicia el cálculo, para un determinado porcentaje de reserva sobre la demanda (% MR). Se considera que se cubre el equipamiento necesario de la reserva con unidades térmicas, similar a la utilizada para la determinación del Precio Básico de Potencia.

i) Finalmente, se calcula la Pérdida Esperada de Energía (LOEE) mediante la convolución de las tablas de Probabilidad de Pérdida de Carga y de la caracterización de la demanda de energía, calculados en los pasos f) y g).



j) Del paso i) se obtiene la energía no servida la cual es valorizada con el Costo

de Falla para el SEIN (6,000 USD/MWh)10 k) Del paso h), se estiman las unidades que se encuentran de reserva, las que

tienen que ser valorizadas al precio de la potencia. l) El costo total es igual al costo de la energía no suministrada (paso j) más el

costo de las unidades de reserva (paso h). Si el costo total no es el mínimo, se continúa el proceso en el paso h), aumentando el %MR, hasta encontrar el punto de inflexión que corresponde al mínimo costo total.

m) Finalmente, al porcentaje del MR que hace el costo total mínimo, se le adiciona un porcentaje que considera el mantenimiento de la central térmica más grande considerada en mantenimiento, el cual se denomina Margen de Reserva Óptimo (MRO).

n) El MRFO será igual a la diferencia entre el valor determinado en m) menos la parte que de este represente la RFG.

2.4 Premisas de Cálculo

Las premisas de cálculo consideradas en la expansión de la generación se describen a continuación:

2.4.1 Generales

Entre las premisas generales se tiene:

El horizonte de expansión de la generación se ha considerado para el período 2017-2021.

La determinación del MRFO se realiza utilizando un modelo uninodal.

La curva de duración de la demanda y su estacionalidad sigue el comportamiento de la demanda del SEIN a nivel de generación del año 2015. Asimismo, para los años del periodo de evaluación se utilizó como base la curva de duración de la demanda del año 2015.

El despacho de las unidades se efectúa por periodos mensuales.

2.4.2 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda el periodo 2017–2021 corresponde a los valores considerados en la Fijación de Precios en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017, actualizados considerando valores vigentes y proyectados para completar todo el periodo de análisis.

Cuadro N° 2.2. Proyección de la Demanda

Energía Máxima Demanda

GWh % MW % FC Horas

2016 48 998 10,0% 6 589 4,0% 84,7% 8784

2017 51 300 4,7% 6 901 4,7% 84,9% 8760

2018 54 885 7,0% 7 361 6,7% 85,1% 8760

2019 56 835 3,6% 7 639 3,8% 84,9% 8760

2020 59 552 4,8% 7 951 4,1% 85,3% 8784

2021 61 791 3,8% 8 271 4,0% 85,3% 8760

10 No se cuenta con un estudio de estimación del costo de falla del mercado eléctrico peruano, por lo que se ha

adoptado para el análisis un costo de falla de 6 000 USD/MWh, valor similar a la f ijación del MRFO y TIF considerada en los años 2004, 2008 y para el periodo mayo 2013 – abril 2017, y a estudios realizados por el MINEM.



2.4.3 Parque Generador

El parque generador comprende todas las unidades del SEIN que participan actualmente en el suministro al mercado eléctrico peruano, así como aquellos proyectos que se encuentran en desarrollo (ver detalle en el Anexo B).

Asimismo, para la expansión de generación se han considerado los siguientes proyectos candidatos11:

FECHA DE INGRESO

PROYECTO

Mar. 2017 C.H. Potrero (19,9 MW)

Feb. 2017 C.T. Malacas TG6 (51,2 MW)

Dic. 2017 C.H. Yarucaya (15 MW)

Ene. 2018 C.H. La Virgen (84 MW)

Ene. 2018 C.H. Angel I (19,95 MW)

Ene. 2018 C.H. Angel II (19,95 MW)

Ene. 2018 C.H. Angel III (19,95 MW)

Ene. 2018 C.H. Raura II (12,15 MW)

Ene. 2018 C.H. Santa Lorenza I (18,7 MW)

Abr. 2018 C.C. Santo Domingo de los Olleros (98,35 MW)

Jul. 2018 C.H. Hydrika 2 (4 MW)

Jul. 2018 C.H. Hydrika 5 (10 MW)

Jul. 2018 C.H. Karpa (20 MW)

Ago. 2018 C.H. Marañón (18,4 MW)

Ago. 2018 C.H. Huatziroki (19,2 MW)

Oct. 2018 C.H. Hydrika 4 (8 MW)

Nov. 2018 C.H. Carhuac (20 MW)

Nov. 2018 C.H. Hydrika 1 (6.6 MW)

Nov. 2018 C.H. Hydrika 3 (10 MW)

Dic. 2018 C.H. Colca (12,01 MW)

Dic. 2018 C.H. Laguna Azul (20 MW)

Ene. 2020 C.H. Ayanunga (20 MW)

Ene. 2020 C.H. Kusa (15,6 MW)

Ene. 2020 C.H. Alli (14,5 MW)

Ene. 2020 C.H. Hydrika 6 (8,9 MW)

Ene. 2020 C.H. Her (0,7 MW)

Ene. 2020 C.T. Biomasa Callao (2 MW)

Ene. 2020 C.T. Biomasa Huaycoloro (2 MW)

Ene. 2020 C.E. Nazca (126 MW)

Ene. 2020 C.S. Rubi (144,5 MW)

Ene. 2020 C.E. Huambos (18 MW)

Ene. 2020 C.E. Duna (18 MW)

Ene. 2020 C.S. Intipampa (40 MW)

Fuente: Compendio “Supervisión de contratos de proyectos de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en Construcción – octubre 2016”

Las unidades turbogases de ciclo abierto que conforman la RFG del SEIN, son unidades duales de combustible Gas Natural / Petróleo Diésel Nº 2, por lo que la indisponibilidad del gasoducto de Camisea solo afectaría a las unidades a gas existentes.

11 No se ha considerado la CT RF Iquitos como parte del SEIN a partir del diciembre de 2019, fecha prevista de la puesta en operación del proyecto línea Moyobamba – Iquitos de 220kV, debido a que actualmente no se ha iniciado la construcción de la misma.



2.4.4 Disponibilidad de Unidades

Las tasas de salida forzada son definidas a partir de las probabilidades de salida de unidades generadoras tomadas de datos estadísticos medidos en el campo a partir de una población de equipos similares en operación. En países desarrollados esta información es tomada por entidades técnicas que recopilan la información de confiabilidad de las unidades, en forma sistematizada, de un gran número de empresas y sistemas, y durante muchos años, y por tanto la información va cobrando mayor validez año a año.

En el caso del Perú, con un parque generador relativamente pequeño, con pocas unidades turbogas existentes similares a las que se consideran en la reserva y con un tiempo de monitoreo de muy pocos años, la información no puede ser considerada como estadísticamente válida para fines de confiabilidad.

El COES recopila y aplica indicadores de confiabilidad sólo para horas de punta, válidos para ser considerados en la operación del sistema, para fines de remuneración de potencia, pero no para fines estadísticos de confiabilidad de servicio de las unidades. En el límite, si las unidades del parque generador que monitorea el COES son mantenidas acordes con los estándares que recomiendan los fabricantes, los indicadores que llevan convergerán en los indicadores internacionales.

Por otro lado, si estas unidades no fueran mantenidas eficientemente, o se encuentren fuera de la vida útil reconocida por los fabricantes, los indicadores de desempeño de confiabilidad serán mayores que la referencia internacional.

Por lo anterior, para el cálculo de la disponibilidad de las unidades de generación se consideran valores eficientes de tasas de salida forzada, para lo cual se han tomado como referencia valores de entidades internacionales. En el Anexo B se muestran los factores de disponibilidad conjuntamente con las potencias efectivas y firmes de las unidades de generación.

2.4.5 Operación del Sistema

Se considera como operación normal del SEIN a aquella que se desarrolla sin contingencias de salida fortuita de unidades generadoras, pero sí considerando un programa de mantenimiento óptimo del parque generador.

El margen de reserva del parque generador del SEIN debe ser suficiente como para que la capacidad de generación sea superior a la demanda del sistema, en condiciones de operación normal, de modo que no se presenten situaciones de racionamiento permanente originado por la generación.

2.4.6 Costo de Falla de Largo Plazo

Dado que no se cuenta con una estimación del costo de falla de largo plazo que refleje el valor que el Subsector Eléctrico Peruano da a la confiabilidad del suministro de energía, se considera pertinente utilizar los costos de falla consignados en los estudios de fijación de los anteriores MRFO y TIF (años 2004, 2008 y 2012) y en otros estudios del sector, cuyo valor asciende a 6000 USD/MWh.

2.4.7 Parámetros Económicos

Para fines del presente estudio se han considerado los siguientes parámetros económicos de evaluación:

a) Precios: Están expresados en Dólares Americanos a valor constante del 2016.

b) Precios de Energéticos: Son los considerados en la Fijación de Precios en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017.



c) Tasa de Descuento: Igual a 12% que es la tasa vigente de acuerdo con lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas.

d) Costos de Inversión en Nuevas Plantas Generadoras: Se han considerado los costos consignados en anteriores estudios de Osinergmin y del MINEM.

2.4.8 Resultados Obtenidos

A continuación, se muestran los resultados de la aplicación de la metodología para la determinación del MRFO que incluyen la expansión de la generación, el cronograma de entrada en operación de las nuevas unidades; así como, la evolución de la potencia efectiva y firme para el período 2017-2021.

En el siguiente cuadro se resume la expansión de generación resultante:

Cuadro N°. 2 .3. Potencia Firme (2016 – 2020)

Central Tipo Tipo

Combustible 2016 2017 2018 2019 2020

C.H. ARICOTA I Hidráulica Agua 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5

C.H. ARICOTA II Hidráulica Agua 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4

C.H. CAHUA Hidráulica Agua 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2

C.H. CAHUA Hidráulica Agua 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4

C.H. CALLAHUANCA Hidráulica Agua 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5




C.H. CAÑA BRAVA Hidráulica Agua 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7

C.H. CAÑON DEL PATO G1 Hidráulica Agua 43,2 43,2 43,2 43,2 43,2






C.H. CARHUAQUERO Hidráulica Agua 32,6 32,6 32,6 32,6 32,6



C.H. CHARCANI I Hidráulica Agua 1,34 1,3 1,3 1,3 1,3

C.H. CHARCANI II Hidráulica Agua 0,60 0,6 0,6 0,6 0,6

C.H. CHARCANI III Hidráulica Agua 3,91 3,9 3,9 3,9 3,9

C.H. CHARCANI IV Hidráulica Agua 5,04 5,0 5,0 5,0 5,0



C.H. CHARCANI V Hidráulica Agua 48,12 48,1 48,1 48,1 48,1



C.H. CHARCANI VI Hidráulica Agua 8,95 8,9 8,9 8,9 8,9

C.H. CHEVES Hidráulica Agua 86,24 86,2 86,2 86,2 86,2

C.H. CHEVES Hidráulica Agua 85,44 85,4 85,4 85,4 85,4

C.H. CHIMAY Hidráulica Agua 76,1 76,1 76,1 76,1 76,1



Central Tipo Tipo

Combustible 2016 2017 2018 2019 2020

C.H. CHIMAY Hidráulica Agua 76,5 76,5 76,5 76,5 76,5

C.H. GALLITO CIEGO Hidráulica Agua 28,9 29,8 29,8 29,8 29,8

C.H. HUAMPANI Hidráulica Agua 15,7 15,7 15,7 15,7 15,7

C.H. HUAMPANI Hidráulica Agua 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1

C.H. HUANCHOR Hidráulica Agua 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0

C.H. HUANCHOR Hidráulica Agua 9,81 9,8 9,8 9,8 9,8

C.H. HUANZA Hidráulica Agua 49,4 49,4 49,4 49,4 49,4

C.H. HUANZA Hidráulica Agua 48,88 48,9 48,9 48,9 48,9

C.H. HUAYLLACHO Hidráulica Agua 0,19 0,2 0,2 0,2 0,2

C.H. HUINCO G1 Hidráulica Agua 65,4 65,4 65,4 65,4 65,4




C.H. LAS PIZARRAS Hidráulica Agua 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5

C.H. MACHUPICCHU Hidráulica Agua 109,7 109,7 109,7 109,7 109,7

C.H. MALPASO Hidráulica Agua 12,1 12,1 12,1 12,1 12,1




C.H. MANTARO G1 Hidráulica Agua 107,2 107,2 107,2 107,2 107,2







C.H. RESTITUCION G1 Hidráulica Agua 73,9 73,9 73,9 73,9 73,9



C.H. MATUCANA Hidráulica Agua 67,3 67,3 67,3 67,3 67,3

C.H. MATUCANA Hidráulica Agua 67,2 67,2 67,2 67,2 67,2

C.H. MISAPUQUIO Hidráulica Agua 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9

C.H. MOYOPAMPA Hidráulica Agua 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8



C.H. OROYA Hidráulica Agua 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1



C.H. PACHACHACA Hidráulica Agua 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2



C.H. PARIAC Hidráulica Agua 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5




Central Tipo Tipo

Combustible 2016 2017 2018 2019 2020





C.H. PLATANAL Hidráulica Agua 112,3 112,3 112,3 112,3 112,3

C.H. PLATANAL Hidráulica Agua 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2

C.H. POECHOS II Hidráulica Agua 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5

C.H. QUITARACSA Hidráulica Agua 57,5 57,5 57,5 57,5 57,5

C.H. QUITARACSA Hidráulica Agua 60,5 60,5 60,5 60,5 60,5

C.H. SAN ANTONIO Hidráulica Agua 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

C.H. SAN GABAN II Hidráulica Agua 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7

C.H. SAN IGNACIO Hidráulica Agua 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

C.H. SANTA CRUZ Hidráulica Agua 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6

C.H. SANTA CRUZ II Hidráulica Agua 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8

C.H. SANTA TERESA (9) Hidráulica Agua 61,4 61,4 61,4 61,4 61,4

C.H. YANANGO Hidráulica Agua 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6

C.H. YANAPAMPA Hidráulica Agua 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2

C.H. YAUPI Hidráulica Agua 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1





C.H. YUNCAN Hidráulica Agua 45,6 45,6 45,6 45,6 45,6



C.T. AGUAYTIA TG-1 Térmica Gas Natural 89,1 89,1 89,1 89,1 89,1

C.T. AGUAYTIA TG-2 Térmica Gas Natural 87,1 87,1 87,1 87,1 87,1

C.C. CHILCA I Térmica Gas Natural 799,9 799,9 799,9 799,9 799,9

C.C. FÉNIX Térmica Gas Natural 563,4 563,4 563,4 563,4 563,4

C.T. INDEPENDENCIA Térmica Gas Natural 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5




C.C. KALLPA Térmica Gas Natural 860,3 860,3 860,3 860,3 860,3

C.T. LAS FLORES Térmica Gas Natural 194,6 194,6 194,6 194,6 194,6

C.T. MALACAS Térmica Gas Natural 103,5 103,5 103,5 103,5 103,5

C.T. PISCO Térmica Gas Natural 35,3 35,3 35,3 35,3 35,3

C.T. PISCO Térmica Gas Natural 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7

C.T. SANTA ROSA TG8 Térmica Gas Natural 186,8 186,8 186,8 186,8 186,8

C.T. SANTA ROSA UTI-5 Térmica Gas Natural 52,1 52,1 52,1 52,1 52,1

C.T. SANTA ROSA UTI-6 Térmica Gas Natural 53,0 53,0 53,0 53,0 53,0

C.T. SANTA ROSA WTG-7 Térmica Gas Natural 122,7 122,7 122,7 0,0 0,0

C.T. SANTO DOMINGO DE Térmica Gas Natural 200,4 200,4 0,0 0,0 0,0



Central Tipo Tipo

Combustible 2016 2017 2018 2019 2020

LOS OLLEROS

C.C. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS

Térmica Gas Natural 0,0 0,0 300,0 300,0 300,0

C.T. TABLAZO Térmica Gas Natural 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0

C.C. VENTANILLA Térmica Gas Natural 480,6 480,6 480,6 480,6 480,6

C.T. ILO2 Térmica Carbón 141,0 141,0 141,0 141,0 141,0

C.T. CHILINA Térmica Residual 6 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5

C.T. CHILINA Térmica Diesel 2 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7

C.T. CHILINA Térmica Diesel 2 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6

C.T. ILO1 CAT KATO Térmica Diesel 2 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1

C.T. ILO1 TG1 Térmica Diesel 2 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8

C.T. ILO1 TG2 Térmica Diesel 2 29,6 29,6 29,6 29,6 29,6

C.T. ILO1 TV3 Térmica Diesel 2 35,6 35,6 35,6 35,6 35,6

C.T. ILO1 TV4 Térmica Diesel 2 38,3 38,3 38,3 38,3 38,3

C.T. ILO - RF Térmica Diesel 2 32,1 32,1 32,1 32,1 32,1

C.T. RECKA Térmica Diesel 2 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6

C.T. SAN NICOLÁS TV-1 Térmica Residual 500 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2



C.T. SAN NICOLÁS CUMMINS

Térmica Diesel 2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

C.T. TAPARACHI SKODA Térmica Diesel 2 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

C.T. TAPARACHI MAN 1 Térmica Diesel 2 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6



NE-Pto. Bravo Térmica Diesel 2 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0

C.T. MOLLENDO Térmica Residual 500 7,9 7,9 7,9 7,9 7,9



C.T. TUMBES Térmica Residual 6 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5

C.T. TUMBES Térmica Residual 6 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4

C.T. MALACAS TG6 Térmica Gas Natural 0,0 51,2 51,2 51,2 51,2

C.T. ADIC NEPI Térmica Diesel 2 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3

C.T. CHILCA 2 Térmica Gas Natural 74,5 0,0 0,0 0,0 0,0

C.C. CHILCA 2 Térmica Gas Natural 0,0 112,8 112,8 112,8 112,8

C.H. CERRO DEL AGUILA

G1 Hidráulica Agua 171,0 171,0 171,0 171,0 171,0

C.H. CERRO DEL AGUILA G2

Hidráulica Agua 171,0 171,0 171,0 171,0 171,0

C.H. CERRO DEL AGUILA G3

Hidráulica Agua 171,0 171,0 171,0 171,0 171,0

C.H. CHAGLLA G1 Hidráulica Agua 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0



C.H. LA VIRGEN Hidráulica Agua 0,0 0,0 82,1 82,1 82,1



Central Tipo Tipo

Combustible 2016 2017 2018 2019 2020

C.H. MARAÑON Hidráulica Agua 0,0 0,0 18,0 18,0 18,0

C.C. SANTA ROSA TG7 Térmica Gas Natural 0,0 0,0 0,0 319,2 319,2

C.T. RF PLANTA ETEN Térmica Diesel 2 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3

C.T. RF PLANTA ETEN Térmica Diesel 2 215,0 215,0 215,0 215,0 215,0

C.H. CARHUAQUERO IV Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.H. SANTA CRUZ I Hidráulica Agua 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1

C.H. CAÑA BRAVA Hidráulica Agua 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7

C.H. LA JOYA Hidráulica Agua 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5

C.H. RONCADOR Hidráulica Agua 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7

C.H. POECHOS 2 Hidráulica Agua 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6

C.H. SANTA CRUZ II Hidráulica Agua 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4

C.H. PURMACANA Hidráulica Agua 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

C.H. HUASAHUASI I Hidráulica Agua 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6

C.H. HUASAHUASI II Hidráulica Agua 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6

C.H. NUEVO IMPERIAL Hidráulica Agua 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7

C.H. LAS PIZARRAS Hidráulica Agua 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5

C.H. YANAPAMPA Hidráulica Agua 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2

C.H. RUNATULLO III Hidráulica Agua 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6

C.H. RUNATULLO II Hidráulica Agua 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6

C.H. CANCHAYLLO Hidráulica Agua 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2

C.H. CHANCAY Hidráulica Agua 10,1 10,1 10,1 10,1 10,1

C.H. RUCUY Hidráulica Agua 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4

C.H. EL CARMEN Hidráulica Agua 0,0 0,0 8,4 8,4 8,4

C.H. 8 DE AGOSTO Hidráulica Agua 0,0 0,0 19,0 19,0 19,0

C.H. EL ANGEL I Hidráulica Agua 0,0 0,0 20,0 20,0 20,0

C.H. EL ANGEL II Hidráulica Agua 0,0 0,0 20,0 20,0 20,0

C.H. EL ANGEL III Hidráulica Agua 0,0 0,0 20,0 20,0 20,0

C.H. RENOVANDES Hidráulica Agua 0,0 20,0 20,0 20,0 20,0

C.H. POTRERO Hidráulica Agua 0,0 19,9 19,9 19,9 19,9

C.H. YARUCAYA Hidráulica Agua 0,0 16,5 16,5 16,5 16,5

C.H. SANTA LORENZA I Hidráulica Agua 0,0 0,0 18,7 18,7 18,7

C.H. MANTA Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 19,8 19,8

C.H. HUATZIROKI Hidráulica Agua 0,0 0,0 19,2 19,2 19,2

C.H. KARPA Hidráulica Agua 0,0 0,0 19,0 19,0 19,0

C.H. COLCA Hidráulica Agua 0,0 0,0 12,1 12,1 12,1

C.H. CARHUAC Hidráulica Agua 0,0 0,0 20,0 20,0 20,0

C.H. LAGUNA AZUL Hidráulica Agua 0,0 0,0 20,0 20,0 20,0

C.H. ZAÑA 1 Hidráulica Agua 0,0 0,0 13,2 13,2 13,2

C.H. HYDRIKA 1 Hidráulica Agua 0,0 0,0 6,6 6,6 6,6







Central Tipo Tipo

Combustible 2016 2017 2018 2019 2020

C.H. AYANUNGA Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,0 20,0


C.H. HER 1 Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7

C.H. ALLI Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,0 14,5

C.H. KUSA Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,0 15,6

CENTRAL

COGENERACIÓN PARAMONGA I

Térmica Bagazo 10,8 10,8 10,8 10,8 10,8

C.B. HUAYCOLORO Térmica Biogas 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3

C.B.LA GRINGA V Térmica Biogas 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9

C.B. HUAYCOLORO II Térmica Biogas 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0

C.B. CALLAO Térmica Biogas 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0

9 445,1 9 591,8 10 039,7 10 256,0 10 319,7

Determinación del Margen de Reserva Óptimo

En esta parte se consideró principalmente el criterio de confiabilidad de suministro; conjuntamente con este criterio, se aplicaron los criterios de optimización de mínimo costo, costo hundido de unidades generadoras que despachan y de condición hidrológica extrema.

Para la determinación del margen de reserva óptimo, se consideró lo siguiente:

Hidrología Promedio

Hidrología Seca.

Indisponibilidad del Ducto de transporte del gas natural de Camisea.

No se requirió analizar el caso de pérdida de la mayor central de generación del SEIN, debido a que los márgenes de reserva obtenidos, cuyos valores superan los 1000 MW, son superiores a la potencia efectiva del Complejo Hidroeléctrico Mantaro, el mayor centro de generación del sistema.

Se simuló el despacho del sistema del período mayo 2017 – abril 2021 con el modelo PERSEO para tres (03) bloques horarios. Seguidamente, se utilizó el diagrama de duración de carga del año 2015, para caracterizar cada año del periodo de análisis en bloque horarios.

Se realizó un análisis de “mínimo costo” del costo total de confiabilidad que considera el costo por la potencia de reserva (costo de inversión y costos fijos de operación y mantenimiento de la planta marginal de potencia) y el costo de la ENS de cada alternativa de margen de reserva considerado, obteniéndose los márgenes de reserva probabilísticos óptimos.

Se realizó un análisis de “mínimo costo” del costo total de confiabilidad que considera el costo por la potencia de reserva (costo de inversión y costos fijos de operación y mantenimiento de la planta marginal de potencia) y el costo de la energía no servida, obteniéndose los márgenes de reserva probabilísticos óptimos.

Se revisaron los requerimientos de mantenimiento para el parque generador en análisis, determinándose que, dada la magnitud del parque generador, y bajo un programa de mantenimiento que utilice las estacionalidades anuales de la demanda, el incremento de la reserva por mantenimiento esté dado por una unidad turbogas de ciclo abierto, similar a la planta marginal de punta.



No se cuenta con un estudio de estimación del costo de falla del mercado eléctrico peruano, por lo que se ha adoptado para el análisis un costo de falla de 6000 USD/MWh, valor similar a los considerados en las fijaciones del MRFO y TIF de los años 2004, 2008 y 2012, y a estudios realizados por el MINEM.

A continuación se presentan el resumen de los resultados obtenidos para cada caso (para mayor detalle ver Anexo C):

Cuadro N° 2.4. Resultados Margen de Reserva con unidades en mantenimiento Hidrología Seca

Cuadro N° 2.5. Resultados Margen de Reserva con unidades en mantenimiento Hidrología Promedio

Cuadro N° 2.6. Resultados Margen de Reserva con unidades en mantenimiento Gaseoducto de Camisea

Adicionalmente, se realizó una análisis de sensibilidad del margen de reserva probabilístico óptimo despachado a la variación del costo de falla (ver Anexo D).

Determinación del Margen de Reserva Firme Objetivo

Para la determinación del MRFO del periodo mayo 2017 – abril 2021, se considerará los resultados obtenido del caso de hidrología seca en el SEIN.

Considerando lo anterior, y el procedimiento del cálculo del MRFO (numeral 2.3 del presente informe), se obtuvo un resultado de MRFO para el periodo mayo 2017 – abril 2021 igual a 23,45% (ver Anexo E)

Año MRO Incluye Mtto.

2017 31,00% 33,90%

2018 34,00% 36,72%

2019 34,00% 36,62%

2020 32,00% 34,52%

Promedio 32,75% 35,44%


2017 30,00% 32,90%

2018 28,00% 30,72%

2019 27,00% 29,62%

2020 26,00% 28,52%

Promedio 27,75% 30,44%


2017 64,00% 66,90%

2018 63,00% 65,72%

2019 58,00% 60,62%

2020 56,00% 58,52%

Promedio 60,25% 62,94%



3 Tasa de Indisponibilidad Fortuita

3.1 Tasa de Indisponibilidad Fortuita

La Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) representa un factor que debe tomar en cuenta la indisponibilidad promedio de la unidad utilizada para fijar el Precio Básico de la Potencia, ya sea que la unidad haya o no sido requerida para prestar el servicio. En términos más precisos la indisponibilidad fortuita está medida por la fórmula (2).

En donde, las horas del periodo corresponden al periodo más largo de información estadística con que se cuente.

Cabe mencionar que este parámetro no es una medida de la probabilidad de que la unidad sea requerida para el servicio y esta no se encuentre disponible ya que, por ejemplo, una unidad que nunca hubiera sido llamada a operar, por ser de baja eficiencia, tampoco hubiera tenido horas de indisponibilidad y el TIF correspondiente resultaría igual a cero, lo cual evidentemente no es una representación de la probabilidad de falla de la unidad ante un requerimiento para el servicio.

Dado que actualmente no se cuenta con una historia suficientemente amplia de estadísticas que permitan establecer el valor del TIF de manera confiable es conveniente que para determinar la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de las unidades térmicas se utilice estadísticas de organismos internacionales reconocidos que cuenten con estadísticas de indisponibilidades.

Para esta aplicación se recomienda el uso de información suministrada por el North American Electric Reliability Council (NERC) de los Estados Unidos de América, institución que cuenta con información estadística de muchos años en la actividad de generación.

El parámetro a utilizar del documento señalado anteriormente es el Factor de Desconexión Forzada (Forced Outage Factor, FOF) para las unidades de Turbinas a Gas entre 200 y 299 MW12, debido a que tiene una definición igual a la que se ha

propuesto para el TIF líneas arriba. En este caso, el FOF es de los años 2011 al 2015 donde se registraron las estadísticas de alrededor de 168,25 unidades - año.

12 La Potencia Efectiva de la Turbina a Gas de la C.T. Olleros es de 201,452 MW.



En concordancia con lo señalado en los párrafos precedentes sobre este índice, y de acuerdo con las estadísticas del NERC, se recomienda establecer para la Unidad de Punta del SEIN la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de 5,24%. (Ver Anexo F).

3.2 Factor de Indisponibilidad Fortuita

Establecida la Tasa de Indisponibilidad Fortuita, se procede a calcular el Factor de Indisponibilidad Fortuita (FIF), mediante la fórmula (3).

El Factor de Indisponibilidad Fortuita es útil para la de determinación del Precio Básico de la Potencia. Para el presente caso el FIF resulta igual a 1,0553 para la Unidad de Punta del Sistema Interconectado Nacional.



4 Conclusiones y Recomendaciones

Como resultado del análisis del presente informe, se recomienda:

Fijar el Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN en 23,45% respecto de la máxima demanda del SEIN.

Asimismo, fijar Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad de Punta en 5,24%.



5 Referencias

A continuación se presenta una lista de los documentos técnicos utilizados en la elaboración de este informe, en los que se puede encontrar un mayor detalle para el interesado:

Informe Técnico N° 0219-2016-GART “Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra (período mayo 2016 - abril 2017)”.

Publicación de la North American Electric Reliability Council (NERC): Generating Unit Statistical Brochure 2011 – 2015 - All Units Reporting.

Procedimiento Técnico del COES N°25 “Determinación de los factores de indisponibilidad, presencia e incentivos a la Disponibilidad de las Centrales y Unidades de Generación”.

[jmendoza]

/pch



Anexo A

Información sobre la Teoría de Aplicación del LOEE



1. Indisponibilidad de unidad de generación

El parámetro básico de una unidad de generación usado en la evaluación de capacidad estática es la probabilidad de encontrar la unidad en salida forzada en algún tiempo distante en el futuro. Esta probabilidad fue definida en sistemas de ingeniería como indisponibilidad de la unidad y también se le conoce como la tasa de salida forzada de la unidad (Forced Outage Rate-FOR).

Donde:

: Tasa esperada de falla

: Tasa esperada de reparación

FOH : Horas de salida forzada de la unidad

SH : Horas en que la unidad estuvo en servicio.

Las unidades del Sistema Interconectado Nacional tienen un valor teórico de indisponibilidad (FOR), de los cuales no se tiene historia. Por otro lado la organización NORTH AMERICAN ELECTRIC RELIABILITY COUNCIL (N.E.R.C.) tiene un registro histórico de indisponibilidades (FOR) desde el año 1982 para cada tipo de generación y por niveles de capacidad. Luego los valores a utilizarse serán los que se muestra en el NERC.

2. Tabla de probabilidades de pérdida de capacidad

La tabla de probabilidades de pérdida de capacidad, como su nombre lo indica, es un arreglo de niveles de capacidad y la probabilidad asociada de existencia, así para un grupo de 3MW y una tasa de salida forzada (FOR) de 0,02 se tiene la siguiente tabla:

Tabla 1

Capacidad fuera de servicio Probabilidad 0 MW 0,98 3 MW 0,02

1,00

Del cuadro vemos que la probabilidad de encontrar la unidad en servicio es 1-0,02 = 0,98 y la probabilidad de no encontrar fuera de servicio es 0,02. Si se añade un grupo de 3MW y una tasa de salida forzada de 0,02, se tiene el siguiente resultado:

Tabla 2

Capacidad fuera de servicio Probabilidad

0 + 0 = 0 MW (0,98)(0,98) = 0,9604 3 + 0 = 3 MW (0,02)(0,98) = 0,0196 0 + 3 = 3 MW (0,98)(0,02) = 0,0196 3 + 3 = 6 MW (0,02)(0,02) = 0,0004



Si todas las unidades en el sistema son idénticas, la tabla de probabilidades de capacidad fuera de servicio puede ser fácilmente obtenida usando una distribución binomial, pero no todos las unidades son iguales, luego una distribución binomial no tiene mucha aplicación. Las unidades pueden ser combinadas usando conceptos básicos de probabilidad y esta aproximación puede ser extendida hacia una simple pero útil técnica recursiva en el que las unidades son añadidas secuencialmente para producir una modelo final. De la tabla dos tenemos lo siguiente:

Tabla 3

Ahora añadimos un grupo de 5 MW con una tasa de salida forzada de 0,02. Luego se tiene el siguiente resultado:

Tabla 4

Capacidad fuera de servicio

Probabilidad

0 + 0 = 0 MW (0,9604)(0,98) = 0,941192 3 + 0 = 3 MW (0,0392)(0,98) = 0,038416 6 + 0 = 6 MW (0,0004)(0,98) = 0,000392

0,980000

0 + 5 = 5 MW (0,9604)(0,02) = 0,019208 3 + 5 = 8 MW (0,0392)(0,02) = 0,000784

6 + 5 = 11 MW (0,0004)(0,02) = 0,000008

0,020000

Ordenando se tiene:

Tabla 5

Capacidad fuera de servicio

Probabilidad individual

Probabilidad acumulada

0 0,941192 1,000000 3 0,038416 0,058808 5 0,019208 0,020392 6 0,000392 0,001184 8 0,000784 0,000792 11 0,000008 0,000008 1,000000

En la tabla 5 se muestra una probabilidad acumulada que básicamente es la sumatoria hacia debajo de las probabilidades individuales.

La probabilidad acumulada de una capacidad fuera de servicio particular de X MW después que una unidad de capacidad C MW y una tasa de salida forzada FOR es añadido es dado por:

Donde P’(X) y P(X) denota la probabilidad acumulada de capacidad indisponible de X MW antes y después que la unidad es añadida. La expresión de arriba es inicializada ajustan-do P’(X) = 1.0 para X 0 y P’(X) = 0 en otros casos.

Capacidad fuera de servicio Probabilidad

0 MW 0,9604 3 MW 0,0392 6 MW 0,0004

1,0000



El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional tienes alrededor de 200 unidades, luego aplicar la expresión (3) para determinar la tabla de probabilidades no es adecuado dado el tiempo que puede necesitar para evaluar todas las posibilidades. Si se tiene en cuenta que para cada grupo dos combinaciones, entonces para 200 grupos se tendrá 2200 posibilidades.

3. Técnica Alternativa para construcción del modelo

La capacidad de salida del sistema de generación tiene una distribución discreta y sus probabilidades son normalmente evaluados usando técnicas recursivas descritas arriba. Pero cuando el sistema es muy grande la distribución discreta de la capacidad de salida del sistema puede ser aproximado por una distribución continua. El método de la transformada de Fourier basado en la expansión de Gram Charlier da una precisión adecuada para una distribución continua. El procedimiento paso a paso está resumido como sigue:

Sea:

Ci : Capacidad de la unidad i en MW

qi : Tasa de salida forzada de unidad i

n : Números de unidades de generación

Paso 1: Calcular las siguientes cantidades para cada unidad del sistema.

m1(i) = Ciqi

m2(i) = qi

m3(i) = qi

m4(i) = qi

= m2(i) - (i)

M3(i) = m3(i) – 3m1(i)m2(i) + 2 (i)

M4(i) = m4(i) – 4m1(i)m3(i) + 6 (i)m2(i) - 2 (i)

Paso 2: De los resultados del paso 1, calcular los siguientes parámetros.

M =

V2 =

M3 =

M4 =

G1 = M3/V3

G2 = (M4/V4) - 3

Paso 3: De los resultados del paso 2 y para cualquier capacidad de salida deseada de x MW, calcular:

2

iC3

iC4

iC2

iV 2

im3

im2

im 4

im

n

i

im1

1 )(

n

i

iV1

2

n

1i

3 )i(M

4n

1i

4

i4 V3)V3)i(M(

V

MxZ1



De acuerdo al valor numérico de Z2, tres casos son considerados.

Caso 1: Si Z2 2.0

Calcular dos áreas, Área 1 y Área 2, bajo la función de densidad normal estándar desde las tablas para la distribución Gaussiana estándar. La función de densidad normal puede ser expresado como:

y las dos áreas son definidas como:

Área 1 =

Área 2 =

La probabilidad de una capacidad de salida de x MW o más es dada por:

Prob (Capacidad de salida x MW) = Área 1 + Área 2

Caso 2 Si 2 < Z2 5.0

Calcular Área 1 y Área 2 como en el caso 1. En adición, calcular la siguiente expresión:

Donde i toma valores de 1 y 2

La probabilidad de una capacidad de salida de x MW o más es dado por:

Prob (capacidad de salida x MW) = Area 1 + Area 2 + K1 + K2

Case 3 Si Z2 > 5.0

Para este caso solo el Área 1 del caso 1 es usada como también K1 del caso 2. Área 2 y K2 pueden ser ignorados desde que sus valores numéricos son muy pequeños en este rango. La probabilidad requerida para un x MW dado es el siguiente:

Prob (capacidad de salida x MW) = Área 1 + K1

La aplicación de este método alternativo a través de una hoja de cálculo es inmediata, pero debe estimarse las variaciones respecto del método recursivo.

V

MxZ2

Z - ,e2

1)Z(N

2Z2

1

1ZdZ)Z(N

2

2

Z

Z

dZ)Z(N dZ)Z(N

)Z(N)1Z()Z(N i

2

ii

)2(

)Z(N)Z3Z()Z(N ii

3

ii

)3(

)()1510()( 35)5(

iiiii ZNZZZZN

)Z(N72

G)Z(N

24

G)Z(N

6

GK i

)5(2

1i

)3(2i

)2(1i



4. Probabilidad de pérdida de carga esperada (LOLE)

Existen algunos modelos de carga, los cuales pueden ser usados y por lo tanto hay un número de índices de riesgo que pueden ser producidos. El modelo simple de carga y uno que es usado muy extensamente donde cada día es representado por su máxima demanda. La carga pico diaria puede ser ordenado en forma descendente para de esta forma tener un modelo de carga acumulativa el cual es conocido como la curva de duración de carga pico diaria. El modelo resultante conocido como la curva de duración de carga es cuando se usa valores de carga horaria y en este caso el área bajo la curva representa la energía requerida en el período dado. Este no es el caso con la curva de variación de carga pico diaria (máxima demanda).

En esta aproximación, la tabla de probabilidades de capacidad de salida del sistema es combinada con la característica de carga del sistema para dar un riesgo esperado de pérdida de carga. Las unidades están en días si la curva de variación de carga pico diaria es usado y en horas si se usa la curva de duración de carga. Hay una diferencia entre los términos “Capacidad de salida” y “Pérdida de carga”. La “capacidad de salida” indica una pérdida de generación que puede o no resultar en pérdida de carga. Esta condición dependerá del margen de reserva de generación y el nivel de carga del sistema. Una pérdida de carga ocurrirá solo cuando la capacidad del sistema de generación en servicio es excedido por el nivel de carga del sistema.

Luego una expresión para estimar la pérdida de carga esperada (LOLE) es el siguiente:

LOLE = días/periodo

Donde

Ci : Capacidad instalada, constante para el período i

Li : Máxima demanda en el día i

Pi(Ci – Li) : Probabilidad de pérdida de carga en el día i. Este valor es obtenido directamente desde la tabla de probabilidad acumulativa de pérdida de capacidad.

n : número de días durante el período

En el caso de ser las unidades horas/período, Li será la demanda en la hora i y n será el número de horas durante el período considerado.

5. Índices de pérdida de energía

El LOLE estándar utiliza la curva de variación de carga pico diaria o carga pico diaria individual para calcular el número esperado de días en el período que la carga pico diaria excede la capacidad instalada disponible. Un índice LOLE puede también ser calculado usando la curva de duración de carga o valores horarios individuales. El área bajo la curva de duración de carga representa la energía utilizada durante el período especificado y puede ser usado para calcular una energía esperada no suministrada debido a la capacidad instalada insuficiente.

n

i

iii LCP1

)(



Las probabilidades de tener varias capacidades indisponibles son combinadas con la carga del sistema como se muestra en la figura 1. Cualquier pérdida de capacidad de generación que exceda la reserva resultará en un corte de la energía del sistema.

Sea:

Ok : Magnitud de la pérdida de capacidad

Pk : Probabilidad de una pérdida de capacidad igual a Ok

Ek : Energía cortada por una pérdida de capacidad igual a Ok

Esta energía cortada está dada por el área sombrada en la figura 1.

La probable energía cortada es EkPk. La suma de estos productos es la energía esperada total cortada o pérdida de energía esperada LOEE donde:

LOEE =

Figura 1: Energía cortada debido a una condición de pérdida de capacidad

n

1k

kk PE

Capacidad Instalada

Pérdida de capacidad O k

E k



Anexo B

Potencia Efectiva y FOR de las Unidades del SEIN



Central Tipo Tipo

Combustible 2017 2018 2019 2020 FOR(i)

C.H. ARICOTA I Hidráulica Agua 22,5 22,5 22,5 22,5 8,11%

C.H. ARICOTA II Hidráulica Agua 12,4 12,4 12,4 12,4 8,11%

C.H. CAHUA Hidráulica Agua 18,2 18,2 18,2 18,2 8,11%

C.H. CAHUA Hidráulica Agua 18,4 18,4 18,4 18,4 8,11%

C.H. CALLAHUANCA Hidráulica Agua 16,5 16,5 16,5 16,5 8,11%




C.H. CAÑA BRAVA Hidráulica Agua 5,7 5,7 5,7 5,7 8,11%

C.H. CAÑON DEL PATO G1 Hidráulica Agua 43,2 43,2 43,2 43,2 3,98%






C.H. CARHUAQUERO Hidráulica Agua 32,6 32,6 32,6 32,6 3,98%



C.H. CHARCANI I Hidráulica Agua 1,3 1,3 1,3 1,3 8,11%

C.H. CHARCANI II Hidráulica Agua 0,6 0,6 0,6 0,6 8,11%

C.H. CHARCANI III Hidráulica Agua 3,9 3,9 3,9 3,9 8,11%

C.H. CHARCANI IV Hidráulica Agua 5,0 5,0 5,0 5,0 8,11%



C.H. CHARCANI V Hidráulica Agua 48,1 48,1 48,1 48,1 3,98%



C.H. CHARCANI VI Hidráulica Agua 8,9 8,9 8,9 8,9 8,11%

C.H. CHEVES Hidráulica Agua 86,2 86,2 86,2 86,2 3,98%

C.H. CHEVES Hidráulica Agua 85,4 85,4 85,4 85,4 3,98%

C.H. CHIMAY Hidráulica Agua 76,1 76,1 76,1 76,1 3,98%

C.H. CHIMAY Hidráulica Agua 76,5 76,5 76,5 76,5 3,98%

C.H. GALLITO CIEGO Hidráulica Agua 29,8 29,8 29,8 29,8 8,11%

C.H. HUAMPANI Hidráulica Agua 15,7 15,7 15,7 15,7 8,11%

C.H. HUAMPANI Hidráulica Agua 15,1 15,1 15,1 15,1 8,11%

C.H. HUANCHOR Hidráulica Agua 10,0 10,0 10,0 10,0 8,11%

C.H. HUANCHOR Hidráulica Agua 9,8 9,8 9,8 9,8 8,11%

C.H. HUANZA Hidráulica Agua 49,4 49,4 49,4 49,4 3,98%

C.H. HUANZA Hidráulica Agua 48,9 48,9 48,9 48,9 3,98%

C.H. HUAYLLACHO Hidráulica Agua 0,2 0,2 0,2 0,2 8,11%

C.H. HUINCO G1 Hidráulica Agua 65,4 65,4 65,4 65,4 3,98%





Central Tipo Tipo



C.H. LAS PIZARRAS Hidráulica Agua 3,5 3,5 3,5 3,5 8,11%

C.H. MACHUPICCHU Hidráulica Agua 109,7 109,7 109,7 109,7 3,98%

C.H. MALPASO Hidráulica Agua 12,1 12,1 12,1 12,1 8,11%




C.H. MANTARO G1 Hidráulica Agua 107,2 107,2 107,2 107,2 3,98%







C.H. RESTITUCION G1 Hidráulica Agua 73,9 73,9 73,9 73,9 3,98%



C.H. MATUCANA Hidráulica Agua 67,3 67,3 67,3 67,3 3,98%

C.H. MATUCANA Hidráulica Agua 67,2 67,2 67,2 67,2 3,98%

C.H. MISAPUQUIO Hidráulica Agua 3,9 3,9 3,9 3,9 8,11%

C.H. MOYOPAMPA Hidráulica Agua 23,8 23,8 23,8 23,8 8,11%



C.H. OROYA Hidráulica Agua 3,1 3,1 3,1 3,1 8,11%



C.H. PACHACHACA Hidráulica Agua 3,2 3,2 3,2 3,2 8,11%



C.H. PARIAC Hidráulica Agua 0,5 0,5 0,5 0,5 8,11%






C.H. PLATANAL Hidráulica Agua 112,3 112,3 112,3 112,3 3,98%

C.H. PLATANAL Hidráulica Agua 110,2 110,2 110,2 110,2 3,98%

C.H. POECHOS II Hidráulica Agua 5,5 5,5 5,5 5,5 8,11%

C.H. QUITARACSA Hidráulica Agua 57,5 57,5 57,5 57,5 3,98%

C.H. QUITARACSA Hidráulica Agua 60,5 60,5 60,5 60,5 3,98%

C.H. SAN ANTONIO Hidráulica Agua 0,6 0,6 0,6 0,6 8,11%

C.H. SAN GABAN II Hidráulica Agua 115,7 115,7 115,7 115,7 3,98%

C.H. SAN IGNACIO Hidráulica Agua 0,4 0,4 0,4 0,4 8,11%



Central Tipo Tipo


C.H. SANTA CRUZ Hidráulica Agua 1,6 1,6 1,6 1,6 8,11%

C.H. SANTA CRUZ II Hidráulica Agua 1,8 1,8 1,8 1,8 8,11%

C.H. SANTA TERESA (9) Hidráulica Agua 61,4 61,4 61,4 61,4 3,98%

C.H. YANANGO Hidráulica Agua 14,6 14,6 14,6 14,6 8,11%

C.H. YANAPAMPA Hidráulica Agua 2,2 2,2 2,2 2,2 8,11%

C.H. YAUPI Hidráulica Agua 22,1 22,1 22,1 22,1 8,11%





C.H. YUNCAN Hidráulica Agua 45,6 45,6 45,6 45,6 3,98%



C.T. AGUAYTIA TG-1 Térmica Gas Natural 89,1 89,1 89,1 89,1 27,75%

C.T. AGUAYTIA TG-2 Térmica Gas Natural 87,1 87,1 87,1 87,1 27,75%

C.C. CHILCA I Térmica Gas Natural 799,9 799,9 799,9 799,9 5,05%

C.C. FÉNIX Térmica Gas Natural 563,4 563,4 563,4 563,4 5,05%

C.T. INDEPENDENCIA Térmica Gas Natural 5,5 5,5 5,5 5,5 27,75%




C.C. KALLPA Térmica Gas Natural 860,3 860,3 860,3 860,3 5,05%

C.T. LAS FLORES Térmica Gas Natural 194,6 194,6 194,6 194,6 10,95%

C.T. MALACAS Térmica Gas Natural 103,5 103,5 103,5 103,5 10,95%

C.T. PISCO Térmica Gas Natural 35,3 35,3 35,3 35,3 27,75%

C.T. PISCO Térmica Gas Natural 34,7 34,7 34,7 34,7 27,75%

C.T. SANTA ROSA TG8 Térmica Gas Natural 186,8 186,8 186,8 186,8 10,95%

C.T. SANTA ROSA UTI-5 Térmica Gas Natural 52,1 52,1 52,1 52,1 27,75%

C.T. SANTA ROSA UTI-6 Térmica Gas Natural 53,0 53,0 53,0 53,0 27,75%

C.T. SANTA ROSA WTG-7 Térmica Gas Natural 122,7 122,7 0,0 0,0 10,95%

C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS

Térmica Gas Natural 200,4 0,0 0,0 0,0 8,25%

C.C. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS

Térmica Gas Natural 0,0 300,0 300,0 300,0 5,05%

C.T. TABLAZO Térmica Gas Natural 26,0 26,0 26,0 26,0 27,75%

C.C. VENTANILLA Térmica Gas Natural 480,6 480,6 480,6 480,6 5,05%

C.T. ILO2 Térmica Carbón 141,0 141,0 141,0 141,0 4,81%

C.T. CHILINA Térmica Residual 6 9,5 9,5 9,5 9,5 6,85%

C.T. CHILINA Térmica Diesel 2 4,7 4,7 4,7 4,7 6,85%

C.T. CHILINA Térmica Diesel 2 4,6 4,6 4,6 4,6 6,85%

C.T. ILO1 CAT KATO Térmica Diesel 2 3,1 3,1 3,1 3,1 6,85%

C.T. ILO1 TG1 Térmica Diesel 2 33,8 33,8 33,8 33,8 6,85%

C.T. ILO1 TG2 Térmica Diesel 2 29,6 29,6 29,6 29,6 6,85%

C.T. ILO1 TV3 Térmica Diesel 2 35,6 35,6 35,6 35,6 6,85%



Central Tipo Tipo


C.T. ILO1 TV4 Térmica Diesel 2 38,3 38,3 38,3 38,3 6,85%

C.T. ILO - RF Térmica Diesel 2 32,1 32,1 32,1 32,1 6,85%

C.T. RECKA Térmica Diesel 2 174,6 174,6 174,6 174,6 7,19%

C.T. SAN NICOLÁS TV-1 Térmica Residual 500 18,2 18,2 18,2 18,2 6,85%



C.T. SAN NICOLÁS CUMMINS Térmica Diesel 2 1,2 1,2 1,2 1,2 6,85%

C.T. TAPARACHI SKODA Térmica Diesel 2 0,4 0,4 0,4 0,4 6,85%

C.T. TAPARACHI MAN 1 Térmica Diesel 2 0,6 0,6 0,6 0,6 6,85%



NE-Pto. Bravo Térmica Diesel 2 21,0 21,0 21,0 21,0 6,85%

C.T. MOLLENDO Térmica Residual 500 7,9 7,9 7,9 7,9 6,85%



C.T. TUMBES Térmica Residual 6 9,5 9,5 9,5 9,5 6,85%

C.T. TUMBES Térmica Residual 6 6,4 6,4 6,4 6,4 6,85%

C.T. MALACAS TG6 Térmica Gas Natural 51,2 51,2 51,2 51,2 27,75%

C.T. ADIC NEPI Térmica Diesel 2 7,3 7,3 7,3 7,3 6,85%

C.T. CHILCA 2 Térmica Gas Natural 0,0 0,0 0,0 0,0 27,75%

C.C. CHILCA 2 Térmica Gas Natural 112,8 112,8 112,8 112,8 5,05%

C.H. CERRO DEL AGUILA G1 Hidráulica Agua 171,0 171,0 171,0 171,0 3,98%



C.H. CHAGLLA G1 Hidráulica Agua 220,0 220,0 220,0 220,0 3,98%



C.H. LA VIRGEN Hidráulica Agua 0,0 82,1 82,1 82,1 3,98%

C.H. MARAÑON Hidráulica Agua 0,0 18,0 18,0 18,0 8,11%

C.C. SANTA ROSA TG7 Térmica Gas Natural 0,0 0,0 319,2 319,2 5,05%

C.T. PUERTO BRAVO TG1 Térmica Diesel 2 132,9 132,9 132,9 132,9 7,19%




C.T. NEPI G41 Térmica Diesel 2 202,5 202,5 202,5 202,5 21,54%



C.T. RF PLANTA ETEN Térmica Diesel 2 8,3 8,3 8,3 8,3 6,85%

C.H. CARHUAQUERO IV Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,0 8,11%

C.H. SANTA CRUZ I Hidráulica Agua 2,1 2,1 2,1 2,1 8,11%

C.H. CAÑA BRAVA Hidráulica Agua 5,7 5,7 5,7 5,7 8,11%

C.H. LA JOYA Hidráulica Agua 3,5 3,5 3,5 3,5 8,11%

C.H. RONCADOR Hidráulica Agua 0,7 0,7 0,7 0,7 8,11%



Central Tipo Tipo


C.H. POECHOS 2 Hidráulica Agua 5,6 5,6 5,6 5,6 8,11%

C.H. SANTA CRUZ II Hidráulica Agua 2,4 2,4 2,4 2,4 8,11%

C.H. PURMACANA Hidráulica Agua 0,2 0,2 0,2 0,2 8,11%

C.H. HUASAHUASI I Hidráulica Agua 2,6 2,6 2,6 2,6 8,11%

C.H. HUASAHUASI II Hidráulica Agua 2,6 2,6 2,6 2,6 8,11%

C.H. NUEVO IMPERIAL Hidráulica Agua 2,7 2,7 2,7 2,7 8,11%

C.H. LAS PIZARRAS Hidráulica Agua 3,5 3,5 3,5 3,5 8,11%

C.H. YANAPAMPA Hidráulica Agua 2,2 2,2 2,2 2,2 8,11%

C.H. RUNATULLO III Hidráulica Agua 4,6 4,6 4,6 4,6 8,11%

C.H. RUNATULLO II Hidráulica Agua 3,6 3,6 3,6 3,6 8,11%

C.H. CANCHAYLLO Hidráulica Agua 5,2 5,2 5,2 5,2 8,11%

C.H. CHANCAY Hidráulica Agua 10,1 10,1 10,1 10,1 8,11%

C.H. RUCUY Hidráulica Agua 9,4 9,4 9,4 9,4 8,11%

C.H. EL CARMEN Hidráulica Agua 0,0 8,4 8,4 8,4 8,11%

C.H. 8 DE AGOSTO Hidráulica Agua 0,0 19,0 19,0 19,0 8,11%

C.H. EL ANGEL I Hidráulica Agua 0,0 20,0 20,0 20,0 8,11%

C.H. EL ANGEL II Hidráulica Agua 0,0 20,0 20,0 20,0 8,11%

C.H. EL ANGEL III Hidráulica Agua 0,0 20,0 20,0 20,0 8,11%

C.H. RENOVANDES Hidráulica Agua 20,0 20,0 20,0 20,0 8,11%

C.H. POTRERO Hidráulica Agua 19,9 19,9 19,9 19,9 8,11%

C.H. YARUCAYA Hidráulica Agua 16,5 16,5 16,5 16,5 8,11%

C.H. SANTA LORENZA I Hidráulica Agua 0,0 18,7 18,7 18,7 8,11%

C.H. MANTA Hidráulica Agua 0,0 0,0 19,8 19,8 8,11%

C.H. HUATZIROKI Hidráulica Agua 0,0 19,2 19,2 19,2 8,11%

C.H. KARPA Hidráulica Agua 0,0 19,0 19,0 19,0 8,11%

C.H. COLCA Hidráulica Agua 0,0 12,1 12,1 12,1 8,11%

C.H. CARHUAC Hidráulica Agua 0,0 20,0 20,0 20,0 8,11%

C.H. LAGUNA AZUL Hidráulica Agua 0,0 20,0 20,0 20,0 8,11%

C.H. ZAÑA 1 Hidráulica Agua 0,0 13,2 13,2 13,2 8,11%

C.H. HYDRIKA 1 Hidráulica Agua 0,0 6,6 6,6 6,6 8,11%





C.H. AYANUNGA Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 20,0 8,11%


C.H. HER 1 Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 0,7 8,11%

C.H. ALLI Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 14,5 8,11%

C.H. KUSA Hidráulica Agua 0,0 0,0 0,0 15,6 8,11%

CENTRAL COGENERACIÓN PARAMONGA I

Térmica Bagazo 10,8 10,8 10,8 10,8 10,79%

C.B. HUAYCOLORO Térmica Biogás 4,3 4,3 4,3 4,3 10,79%

C.B.LA GRINGA V Térmica Biogás 2,9 2,9 2,9 2,9 10,79%



Central Tipo Tipo


C.B. HUAYCOLORO II Térmica Biogás 0,0 0,0 0,0 2,0 10,79%

C.B. CALLAO Térmica Biogás 0,0 0,0 0,0 2,0 10,79%

TOTAL 10 576,8 11 024,7 11 241,0 11 304,7



Anexo C

Resultados – Margen de Reserva Firme Objetivo



1. Caso: Hidrología Seca Año 2017

Margen Reserva N° unidades LOEE Costo de LOEECosto de

InversiónCosto total

de Reserva MW Unidad (200 MW) MWh/año USD/año USD/año USD/año

[1]*MD redondeo([2]/200) [4]*CF[3]*Precio

potencia[5]+[6]

20% 1380 7 93,976 563,857,773 105,392,601 669,250,374

21% 1449 7 74,243 445,459,191 110,662,231 556,121,422

22% 1518 8 57,868 347,207,877 115,931,861 463,139,738

23% 1587 8 44,313 265,875,659 121,201,491 387,077,151

24% 1656 8 33,210 199,262,258 126,471,121 325,733,380

25% 1725 9 24,282 145,691,461 131,740,751 277,432,212

26% 1794 9 17,275 103,652,514 137,010,381 240,662,895

27% 1863 9 11,935 71,611,497 142,280,011 213,891,508

28% 1932 10 7,995 47,969,614 147,549,642 195,519,256

29% 2001 10 5,186 31,117,728 152,819,272 183,936,999

30% 2070 10 3,255 19,529,299 158,088,902 177,618,200

31% 2139 11 1,975 11,847,446 163,358,532 175,205,978

32% 2208 11 1,157 6,940,918 168,628,162 175,569,079

33% 2277 11 654 3,922,214 173,897,792 177,820,006

34% 2346 12 356 2,133,859 179,167,422 181,301,281

35% 2415 12 186 1,114,316 184,437,052 185,551,368

36% 2484 12 93 555,752 189,706,682 190,262,434

37% 2553 13 44 262,510 194,976,312 195,238,822

38% 2622 13 19 115,633 200,245,942 200,361,575

39% 2691 13 8 46,108 205,515,572 205,561,680

40% 2760 14 3 15,774 210,785,202 210,800,976

0

100

200

300

400

500

600

700

800

20

%

25

%

30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva

Costo Total Millones [US$/año]



Año 2018





potencia[5]+[6]

20% 1472 7 199,912 1,199,472,169 112,412,775 1,311,884,944

21% 1546 8 158,430 950,577,174 118,033,414 1,068,610,588

22% 1619 8 125,251 751,507,509 123,654,052 875,161,561

23% 1693 8 98,461 590,764,043 129,274,691 720,038,734

24% 1767 9 76,645 459,871,180 134,895,330 594,766,510

25% 1840 9 58,821 352,924,995 140,515,969 493,440,964

26% 1914 10 44,317 265,901,398 146,136,607 412,038,005

27% 1987 10 32,658 195,950,849 151,757,246 347,708,095

28% 2061 10 23,469 140,811,276 157,377,885 298,189,160

29% 2135 11 16,405 98,432,567 162,998,523 261,431,091

30% 2208 11 11,135 66,809,135 168,619,162 235,428,297

31% 2282 11 7,327 43,963,238 174,239,801 218,203,039

32% 2355 12 4,669 28,014,194 179,860,440 207,874,633

33% 2429 12 2,878 17,267,902 185,481,078 202,748,981

34% 2503 13 1,714 10,284,719 191,101,717 201,386,436

35% 2576 13 985 5,910,935 196,722,356 202,633,291

36% 2650 13 545 3,272,072 202,342,995 205,615,067

37% 2723 14 290 1,739,595 207,963,633 209,703,229

38% 2797 14 147 884,432 213,584,272 214,468,705

39% 2871 14 71 427,324 219,204,911 219,632,235

40% 2944 15 32 194,603 224,825,550 225,020,153

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

%

25

%

30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2019





potencia[5]+[6]

20% 1528 8 190,935 1,145,609,825 116,663,414 1,262,273,239

21% 1604 8 149,582 897,494,322 122,496,585 1,019,990,907

22% 1681 8 116,869 701,215,349 128,329,755 829,545,105

23% 1757 9 90,833 544,999,715 134,162,926 679,162,641

24% 1833 9 69,974 419,844,437 139,996,097 559,840,534

25% 1910 10 53,198 319,190,689 145,829,267 465,019,956

26% 1986 10 39,735 238,407,034 151,662,438 390,069,472

27% 2063 10 29,032 174,192,495 157,495,609 331,688,104

28% 2139 11 20,672 124,029,015 163,328,779 287,357,794

29% 2215 11 14,297 85,781,564 169,161,950 254,943,514

30% 2292 11 9,579 57,475,345 174,995,121 232,470,465

31% 2368 12 6,204 37,224,876 180,828,292 218,053,168

32% 2444 12 3,877 23,261,833 186,661,462 209,923,295

33% 2521 13 2,334 14,001,983 192,494,633 206,496,616

34% 2597 13 1,351 8,104,248 198,327,804 206,432,052

35% 2674 13 750 4,500,750 204,160,974 208,661,724

36% 2750 14 399 2,391,246 209,994,145 212,385,391

37% 2826 14 202 1,209,961 215,827,316 217,037,276

38% 2903 15 97 579,018 221,660,486 222,239,504

39% 2979 15 43 259,213 227,493,657 227,752,870

40% 3056 15 18 106,702 233,326,828 233,433,530

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

%

25

%

30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2020





potencia[5]+[6]

20% 1590 8 145,333 871,997,311 121,433,742 993,431,054

21% 1670 8 112,321 673,923,507 127,505,429 801,428,936

22% 1749 9 86,386 518,318,693 133,577,117 651,895,810

23% 1829 9 65,843 395,059,938 139,648,804 534,708,742

24% 1908 10 49,477 296,864,520 145,720,491 442,585,011

25% 1988 10 36,455 218,729,311 151,792,178 370,521,489

26% 2067 10 26,201 157,207,226 157,863,865 315,071,091

27% 2147 11 18,288 109,727,402 163,935,552 273,662,954

28% 2226 11 12,351 74,104,417 170,007,239 244,111,657

29% 2306 12 8,047 48,283,114 176,078,926 224,362,040

30% 2385 12 5,047 30,280,612 182,150,614 212,431,225

31% 2465 12 3,041 18,243,913 188,222,301 206,466,214

32% 2544 13 1,757 10,540,911 194,293,988 204,834,899

33% 2624 13 971 5,828,622 200,365,675 206,194,297

34% 2703 14 513 3,076,083 206,437,362 209,513,445

35% 2783 14 257 1,542,780 212,509,049 214,051,829

36% 2863 14 122 729,882 218,580,736 219,310,618

37% 2942 15 54 321,550 224,652,423 224,973,974

38% 3022 15 22 129,185 230,724,110 230,853,296

39% 3101 16 8 46,181 236,795,798 236,841,979

40% 3181 16 2 14,131 242,867,485 242,881,616

0

200

400

600

800

1,000

1,200

20

%

25

%

30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




2. Caso: Hidrología Promedio Año 2017





potencia[5]+[6]

20% 1380 7 64,639 387,836,809 105,392,601 493,229,411

21% 1449 7 49,705 298,232,493 111,780,031 410,012,525

22% 1518 8 37,413 224,476,278 117,102,890 341,579,168

23% 1587 8 27,478 164,865,209 122,425,749 287,290,958

24% 1656 8 19,642 117,854,973 127,748,607 245,603,581

25% 1725 9 13,641 81,845,793 133,071,466 214,917,259

26% 1794 9 9,190 55,137,431 138,394,325 193,531,756

27% 1863 9 5,999 35,993,435 143,717,183 179,710,618

28% 1932 10 3,791 22,748,436 149,040,042 171,788,478

29% 2001 10 2,318 13,909,039 154,362,901 168,271,940

30% 2070 10 1,370 8,220,600 159,685,759 167,906,359

31% 2139 11 782 4,691,378 165,008,618 169,699,996

32% 2208 11 430 2,580,886 170,331,476 172,912,363

33% 2277 12 227 1,364,944 175,654,335 177,019,279

34% 2346 12 115 690,752 180,977,194 181,667,946

35% 2415 12 55 331,927 186,300,052 186,631,979

36% 2484 13 25 149,657 191,622,911 191,772,568

37% 2553 13 10 62,189 196,945,770 197,007,959

38% 2622 13 4 23,092 202,268,628 202,291,720

39% 2691 14 1 7,353 207,591,487 207,598,840

40% 2760 14 0 1,840 212,914,346 212,916,186

0

100

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%

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30

%

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%

40

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Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2018





potencia[5]+[6]

20% 1472 7 50,367 302,200,130 112,401,920 414,602,050

21% 1546 8 37,347 224,079,945 118,052,560 342,132,505

22% 1619 8 26,952 161,711,235 123,703,200 285,414,435

23% 1693 8 18,869 113,215,099 129,201,120 242,416,219

24% 1767 9 12,784 76,702,319 134,851,760 211,554,079

25% 1840 9 8,365 50,190,639 140,502,400 190,693,039

26% 1914 10 5,279 31,673,680 146,153,040 177,826,720

27% 1987 10 3,209 19,252,811 151,803,680 171,056,491

28% 2061 10 1,876 11,258,442 157,301,600 168,560,042

29% 2135 11 1,054 6,324,164 162,952,240 169,276,404

30% 2208 11 568 3,405,043 168,602,880 172,007,923

31% 2282 11 292 1,750,987 174,253,520 176,004,507

32% 2355 12 142 854,747 179,904,160 180,758,907

33% 2429 12 65 392,082 185,554,800 185,946,882

34% 2503 13 28 166,180 191,052,720 191,218,900

35% 2576 13 11 63,090 196,703,360 196,766,450

36% 2650 13 3 19,923 202,354,000 202,373,923

37% 2723 14 1 4,529 208,004,640 208,009,169

38% 2797 14 0 547 213,655,280 213,655,827

39% 2871 14 0 22 219,153,200 219,153,222

40% 2944 15 0 1 224,803,840 224,803,841

0

50

100

150

200

250

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350

400

450

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%

25

%

30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2019





potencia[5]+[6]

20% 1528 8 40,333 241,997,854 116,678,080 358,675,934

21% 1604 8 29,113 174,678,359 122,481,440 297,159,799

22% 1681 8 20,390 122,338,182 128,284,800 250,622,982

23% 1757 9 13,814 82,886,617 134,088,160 216,974,777

24% 1833 9 9,033 54,200,528 140,044,240 194,244,768

25% 1910 10 5,691 34,144,626 145,847,600 179,992,226

26% 1986 10 3,448 20,690,851 151,650,960 172,341,811

27% 2063 10 2,007 12,042,446 157,454,320 169,496,766

28% 2139 11 1,120 6,719,323 163,257,680 169,977,003

29% 2215 11 597 3,584,779 169,213,760 172,798,539

30% 2292 11 303 1,820,745 175,017,120 176,837,865

31% 2368 12 146 874,144 180,820,480 181,694,624

32% 2444 12 65 392,081 186,623,840 187,015,921

33% 2521 13 27 160,787 192,427,200 192,587,987

34% 2597 13 10 57,732 198,383,280 198,441,012

35% 2674 13 3 17,029 204,186,640 204,203,669

36% 2750 14 1 3,707 209,990,000 209,993,707

37% 2826 14 0 422 215,793,360 215,793,782

38% 2903 15 0 9 221,596,720 221,596,729

39% 2979 15 0 0 227,552,800 227,552,800

40% 3056 15 0 0 233,356,160 233,356,160

0

50

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200

250

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30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2020





potencia[5]+[6]

20% 1590 8 28,178 169,069,654 121,412,400 290,482,054

21% 1670 8 19,397 116,380,934 127,521,200 243,902,134

22% 1749 9 12,883 77,300,914 133,630,000 210,930,914

23% 1829 9 8,236 49,417,179 139,586,080 189,003,259

24% 1908 10 5,058 30,345,078 145,694,880 176,039,958

25% 1988 10 2,978 17,866,999 151,803,680 169,670,679

26% 2067 10 1,678 10,068,642 157,912,480 167,981,122

27% 2147 11 903 5,417,730 163,868,560 169,286,290

28% 2226 11 462 2,773,464 169,977,360 172,750,824

29% 2306 12 224 1,342,772 176,086,160 177,428,932

30% 2385 12 101 608,825 182,194,960 182,803,785

31% 2465 12 42 254,309 188,151,040 188,405,349

32% 2544 13 16 94,921 194,259,840 194,354,761

33% 2624 13 5 29,968 200,368,640 200,398,608

34% 2703 14 1 7,223 206,477,440 206,484,663

35% 2783 14 0 1,001 212,433,520 212,434,521

36% 2863 14 0 40 218,542,320 218,542,360

37% 2942 15 0 2 224,651,120 224,651,122

38% 3022 15 0 0 230,759,920 230,759,920

39% 3101 16 0 0 236,868,720 236,868,720

40% 3181 16 0 0 242,824,800 242,824,800

0

50

100

150

200

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300

350

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%

25

%

30

%

35

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




3. Caso: Indisponibilidad de Ducto

Para el caso de indisponibilidad del ducto se tomó en cuenta el evento de Indisponibilidad

parcial del ducto de Camisea declarado por TGP:

“La empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) solicitó la suspensión de

la inyección de líquidos en el ducto de LGN por problemas en el propio ducto y

procedió a activar el mecanismo de la emergencia de acuerdo al DS 050-2012-EM.

Como consecuencia, la producción y suministro de gas natural se han visto

afectados limitando la entrega de volúmenes de gas requerido para el parque

generador del SEIN”

Dicho evento tuvo una duración de aproximadamente 10 días (Inicio: 19/01/2016 a las 04:46

horas y Fin: 03/02/2016 00:00 horas).13

A continuación, se detallan los resultados:

13 http://www.coes.org.pe/Portal/eventos/relevantes/

http://www.coes.org.pe/Portal/eventos/relevantes/



Año 2017





potencia[5]+[6]

45% 3105 16 185,547 1,113,281,775 237,174,160 1,350,455,935

46% 3174 16 168,283 1,009,698,455 242,366,640 1,252,065,095

47% 3243 16 151,073 906,436,264 247,711,840 1,154,148,104

48% 3312 17 133,986 803,916,149 252,904,320 1,056,820,469

49% 3382 17 117,203 703,218,821 258,249,520 961,468,341

50% 3451 17 101,098 606,590,239 263,442,000 870,032,239

51% 3520 18 86,051 516,307,088 268,787,200 785,094,288

52% 3589 18 72,263 433,575,193 273,979,680 707,554,873

53% 3658 18 59,862 359,174,048 279,324,880 638,498,928

54% 3727 19 48,911 293,464,613 284,517,360 577,981,973

55% 3796 19 39,398 236,385,254 289,862,560 526,247,814

56% 3865 19 31,253 187,518,617 295,055,040 482,573,657

57% 3934 20 24,369 146,213,157 300,400,240 446,613,397

58% 4003 20 18,619 111,712,365 305,592,720 417,305,085

59% 4072 20 13,877 83,262,075 310,937,920 394,199,995

60% 4141 21 10,028 60,170,601 316,130,400 376,301,001

61% 4210 21 6,970 41,822,336 321,475,600 363,297,936

62% 4279 21 4,609 27,654,744 326,668,080 354,322,824

63% 4348 22 2,854 17,124,408 332,013,280 349,137,688

64% 4417 22 1,615 9,687,861 337,205,760 346,893,621

65% 4486 22 799 4,793,954 342,550,960 347,344,914

0

200

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600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

45

%

50

%

55

%

60

%

65

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2018





potencia[5]+[6]

45% 3312 17 174,183 1,045,095,700 252,904,320 1,298,000,020

46% 3386 17 155,887 935,324,670 258,554,960 1,193,879,630

47% 3460 17 137,712 826,270,084 264,205,600 1,090,475,684

48% 3533 18 119,830 718,981,072 269,856,240 988,837,312

49% 3607 18 102,636 615,815,708 275,354,160 891,169,868

50% 3680 18 86,583 519,500,911 281,004,800 800,505,711

51% 3754 19 71,927 431,559,490 286,655,440 718,214,930

52% 3828 19 58,823 352,936,090 292,306,080 645,242,170

53% 3901 20 47,343 284,060,130 297,956,720 582,016,850

54% 3975 20 37,474 224,841,805 303,454,640 528,296,445

55% 4048 20 29,125 174,751,427 309,105,280 483,856,707

56% 4122 21 22,166 132,996,186 314,755,920 447,752,106

57% 4196 21 16,447 98,680,419 320,406,560 419,086,979

58% 4269 21 11,821 70,925,327 326,057,200 396,982,527

59% 4343 22 8,157 48,943,479 331,555,120 380,498,599

60% 4416 22 5,338 32,027,604 337,205,760 369,233,364

61% 4490 22 3,252 19,514,621 342,856,400 362,371,021

62% 4564 23 1,793 10,757,624 348,507,040 359,264,664

63% 4637 23 849 5,092,915 354,157,680 359,250,595

64% 4711 24 310 1,858,398 359,655,600 361,513,998

65% 4784 24 66 397,975 365,306,240 365,704,215

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

45

%

50

%

55

%

60

%

65

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2019





potencia[5]+[6]

45% 3438 17 107,134 642,804,459 262,525,680 905,330,139

46% 3514 18 90,259 541,553,544 268,329,040 809,882,584

47% 3590 18 74,816 448,898,670 274,132,400 723,031,070

48% 3667 18 60,993 365,960,875 279,935,760 645,896,635

49% 3743 19 48,885 293,307,359 285,891,840 579,199,199

50% 3820 19 38,488 230,925,972 291,695,200 522,621,172

51% 3896 19 29,718 178,310,445 297,498,560 475,809,005

52% 3972 20 22,439 134,631,259 303,301,920 437,933,179

53% 4049 20 16,488 98,926,617 309,105,280 408,031,897

54% 4125 21 11,708 70,245,217 315,061,360 385,306,577

55% 4201 21 7,954 47,721,439 320,864,720 368,586,159

56% 4278 21 5,096 30,577,475 326,668,080 357,245,555

57% 4354 22 3,014 18,085,922 332,471,440 350,557,362

58% 4431 22 1,589 9,532,064 338,274,800 347,806,864

59% 4507 23 698 4,189,899 344,230,880 348,420,779

60% 4583 23 221 1,326,384 350,034,240 351,360,624

61% 4660 23 34 202,076 355,837,600 356,039,676

62% 4736 24 0 1,099 361,640,960 361,642,059

63% 4813 24 0 0 367,444,320 367,444,320

64% 4889 24 0 0 373,247,680 373,247,680

65% 4965 25 0 0 379,203,760 379,203,760

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

45

%

50

%

55

%

60

%

65

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Año 2020





potencia[5]+[6]

45% 3578 18 67,720 406,320,078 273,216,080 679,536,158

46% 3658 18 54,251 325,504,706 279,324,880 604,829,586

47% 3737 19 42,645 255,871,013 285,433,680 541,304,693

48% 3817 19 32,848 197,088,817 291,389,760 488,478,577

49% 3896 19 24,726 148,357,430 297,498,560 445,855,990

50% 3976 20 18,105 108,632,243 303,607,360 412,239,603

51% 4055 20 12,805 76,827,516 309,716,160 386,543,676

52% 4135 21 8,656 51,937,871 315,672,240 367,610,111

53% 4214 21 5,510 33,062,626 321,781,040 354,843,666

54% 4294 21 3,229 19,373,294 327,889,840 347,263,134

55% 4373 22 1,677 10,063,781 333,998,640 344,062,421

56% 4453 22 719 4,316,424 339,954,720 344,271,144

57% 4532 23 217 1,301,456 346,063,520 347,364,976

58% 4612 23 29 173,744 352,172,320 352,346,064

59% 4691 23 0 126 358,281,120 358,281,246

60% 4771 24 0 0 364,237,200 364,237,200

61% 4850 24 0 0 370,346,000 370,346,000

62% 4930 25 0 0 376,454,800 376,454,800

63% 5009 25 0 0 382,563,600 382,563,600

64% 5089 25 0 0 388,519,680 388,519,680

65% 5168 26 0 0 394,628,480 394,628,480

0

100

200

300

400

500

600

700

800

45

%

50

%

55

%

60

%

65

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva




Anexo D

Sensibilidades Costo de Falla



Se realizó la sensibilidad con diferentes costos de falla, obteniéndose los siguientes resultados:

Año 2017

Costo de Falla USD/MWh*año Año

6000 5000 4000 3000 2000

2017 31,0% 31,0% 30,0% 29,0% 28,0%

2018 34,0% 34,0% 33,0% 32,0% 31,0%

2019 34,0% 33,0% 33,0% 32,0% 31,0%

2020 32,0% 32,0% 31,0% 30,0% 29,0%

Margen de Costo de Falla USD/MWh*año

Reserva 6000 5000 4000 3000 2000

20% 685 291 515 591 315 220 497 338 924 403 362 629 309 386 333

21% 572 964 620 498 721 422 424 478 223 350 235 025 275 991 826

22% 480 784 994 422 917 014 365 049 035 307 181 055 249 313 076

23% 405 524 463 361 211 853 316 899 243 272 586 633 228 274 024

24% 344 982 749 311 772 373 278 561 996 245 351 620 212 141 244

25% 297 483 638 273 201 728 248 919 818 224 637 908 200 355 998

26% 261 516 379 244 240 960 226 965 541 209 690 122 192 414 703

27% 235 547 049 223 611 799 211 676 550 199 741 300 187 806 051

28% 217 976 853 209 981 918 201 986 982 193 992 046 185 997 111

29% 207 196 654 202 010 366 196 824 078 191 637 790 186 451 502

30% 201 679 912 198 425 029 195 170 146 191 915 263 188 660 380

31% 200 069 747 198 095 173 196 120 598 194 146 024 192 171 449

32% 201 234 905 200 078 086 198 921 266 197 764 447 196 607 627

33% 204 287 889 203 634 187 202 980 484 202 326 782 201 673 080

34% 208 571 221 208 215 578 207 859 935 207 504 292 207 148 648

35% 213 623 365 213 437 646 213 251 927 213 066 207 212 880 488

36% 219 136 489 219 043 863 218 951 238 218 858 612 218 765 987

37% 224 914 933 224 871 181 224 827 430 224 783 678 224 739 927

38% 230 839 743 230 820 471 230 801 199 230 781 927 230 762 655

39% 236 841 905 236 834 221 236 826 536 236 818 851 236 811 167

40% 242 883 259 242 880 630 242 878 001 242 875 372 242 872 743

0

100

200

300

400

500

600

700

800

20%

22%

24%

26%

28%

30%

32%

34%

36%

38%

40%

Mill

ones

US$

/año

Margen de Reserva

Costo Total Millones [US$/año]Año 2017

6000 5000 4000 3000 2000



Año 2018


Reserva 6000 5000 4000 3000 2000

20% 1 311 884 944 1 111 972 916 912 060 888 712 148 860 512 236 831

21% 1 068 610 588 910 181 059 751 751 530 593 322 001 434 892 472

22% 875 161 561 749 910 310 624 659 058 499 407 807 374 156 555

23% 720 038 734 621 578 060 523 117 386 424 656 712 326 196 039

24% 594 766 510 518 121 313 441 476 116 364 830 920 288 185 723

25% 493 440 964 434 620 131 375 799 299 316 978 466 258 157 634

26% 412 038 005 367 721 106 323 404 206 279 087 306 234 770 407

27% 347 708 095 315 049 620 282 391 146 249 732 671 217 074 196

28% 298 189 160 274 720 614 251 252 068 227 783 523 204 314 977

29% 261 431 091 245 025 663 228 620 235 212 214 807 195 809 379

30% 235 428 297 224 293 441 213 158 585 202 023 730 190 888 874

31% 218 203 039 210 875 833 203 548 626 196 221 420 188 894 214

32% 207 874 633 203 205 601 198 536 569 193 867 536 189 198 504

33% 202 748 981 199 870 997 196 993 013 194 115 029 191 237 046

34% 201 386 436 199 672 316 197 958 197 196 244 077 194 529 957

35% 202 633 291 201 648 135 200 662 980 199 677 824 198 692 668

36% 205 615 067 205 069 722 204 524 376 203 979 031 203 433 685

37% 209 703 229 209 413 296 209 123 364 208 833 431 208 543 499

38% 214 468 705 214 321 299 214 173 894 214 026 488 213 879 083

39% 219 632 235 219 561 014 219 489 793 219 418 573 219 347 352

40% 225 020 153 224 987 719 224 955 285 224 922 851 224 890 417

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

%

22

%

24

%

26

%

28

%

30

%

32

%

34

%

36

%

38

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva


6000 5000 4000 3000 2000

Costo de Falla



Año 2019


Reserva 6000 5000 4000 3000 2000

20% 1 262 273 239 1 071 338 268 880 403 297 689 468 326 498 533 355

21% 1 019 990 907 870 408 520 720 826 133 571 243 746 421 661 359

22% 829 545 105 712 675 880 595 806 655 478 937 430 362 068 205

23% 679 162 641 588 329 355 497 496 070 406 662 784 315 829 498

24% 559 840 534 489 866 461 419 892 388 349 918 315 279 944 243

25% 465 019 956 411 821 508 358 623 060 305 424 612 252 226 164

26% 390 069 472 350 334 967 310 600 461 270 865 955 231 131 449

27% 331 688 104 302 656 022 273 623 939 244 591 856 215 559 774

28% 287 357 794 266 686 292 246 014 789 225 343 287 204 671 784

29% 254 943 514 240 646 587 226 349 659 212 052 732 197 755 805

30% 232 470 465 222 891 241 213 312 017 203 732 793 194 153 569

31% 218 053 168 211 849 022 205 644 876 199 440 730 193 236 584

32% 209 923 295 206 046 323 202 169 351 198 292 379 194 415 407

33% 206 496 616 204 162 952 201 829 289 199 495 625 197 161 961

34% 206 432 052 205 081 344 203 730 636 202 379 928 201 029 220

35% 208 661 724 207 911 599 207 161 474 206 411 349 205 661 224

36% 212 385 391 211 986 850 211 588 309 211 189 768 210 791 227

37% 217 037 276 216 835 616 216 633 956 216 432 296 216 230 636

38% 222 239 504 222 143 001 222 046 498 221 949 995 221 853 492

39% 227 752 870 227 709 668 227 666 466 227 623 263 227 580 061

40% 233 433 530 233 415 746 233 397 963 233 380 179 233 362 395

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

%

22

%

24

%

26

%

28

%

30

%

32

%

34

%

36

%

38

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva


6000 5000 3000 2000 4000

Costo de Falla



Año 2020


Reserva 6000 5000 4000 3000 2000

20% 993 431 054 848 098 168 702 765 283 557 432 398 412 099 513

21% 801 428 936 689 108 352 576 787 767 464 467 183 352 146 598

22% 651 895 810 565 509 361 479 122 912 392 736 463 306 350 014

23% 534 708 742 468 865 419 403 022 096 337 178 773 271 335 450

24% 442 585 011 393 107 591 343 630 171 294 152 751 244 675 331

25% 370 521 489 334 066 604 297 611 719 261 156 833 224 701 948

26% 315 071 091 288 869 887 262 668 682 236 467 478 210 266 274

27% 273 662 954 255 375 054 237 087 154 218 799 253 200 511 353

28% 244 111 657 231 760 920 219 410 184 207 059 448 194 708 712

29% 224 362 040 216 314 855 208 267 669 200 220 483 192 173 298

30% 212 431 225 207 384 457 202 337 688 197 290 919 192 244 151

31% 206 466 214 203 425 561 200 384 909 197 344 257 194 303 605

32% 204 834 899 203 078 080 201 321 262 199 564 443 197 807 625

33% 206 194 297 205 222 860 204 251 423 203 279 986 202 308 549

34% 209 513 445 209 000 764 208 488 084 207 975 403 207 462 723

35% 214 051 829 213 794 699 213 537 569 213 280 439 213 023 309

36% 219 310 618 219 188 971 219 067 324 218 945 677 218 824 030

37% 224 973 974 224 920 382 224 866 790 224 813 199 224 759 607

38% 230 853 296 230 831 765 230 810 234 230 788 703 230 767 172

39% 236 841 979 236 834 282 236 826 585 236 818 888 236 811 191

40% 242 881 616 242 879 260 242 876 905 242 874 550 242 872 195

0

200

400

600

800

1,000

1,200

20

%

22

%

24

%

26

%

28

%

30

%

32

%

34

%

36

%

38

%

40

%

Mill

on

es

US$

/añ

o

Margen de Reserva


6000 5000 3000 2000 4000

Costo de Falla



Anexo E

Determinación de MRFO menos porcentaje equivalente de la RFG



FIFTG 3,80%

Central a Gas - Combustible DIESEL (Ilo, Talara y Eten)

FIFD2 5,10%

Central DIESEL (Pucallpa y Puerto Maldonado)

Reserva Fria de Generacion (RFG):

Planta de Reserva Fria de Generación

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Firme (MW)

Reserva Fria de Generación - Planta Ilo 186,60 179,51

Reserva Fria de Generación - Planta Talara 460,00 442,52

Reserva Fria de Generación - Planta Eten 223,71 215,21

Reserva Fria de Generación - Planta Puerto Maldonado 18,00 17,08

Reserva Fria de Generación - Planta Pucallpa 40,00 37,96

Total RFG 928,31 892,28

Año 2017 2018 2019 2020

Máxima Demanda (MW) 6 901 7 361 7 639 7 951

MRO 33,90% 36,72% 36,62% 34,52%

RFG/MaxDem 12,93% 12,12% 11,68% 11,22%

MRFO (MRO - RFG/MaxDem) 20,97% 24,59% 24,94% 23,29%

Promedio 23,45%



Anexo F

Reporte Estadístico del NERC


Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo mayo 2017-abril 2021) Página 61 de 61

Fuente: http://www.nerc.com/pa/RAPA/gads/Pages/Reports.aspx

NOTE: This brochure contains data on all units, whether they reported event records or not. For a review of statistics containing only those units that reported events, see the brochure "2011-2015 Generating Unit Statistical Brochure -- Units Reporting Events".

(The differences between statistics with or with events will appear in equations needing derating information such as EAF, EFOR, and other equations. The equations are more accurate if events are reported.)

MW Trb/Gen # of Unit-

Unit Type Nameplate Units Years ART SR NCF NOF SF AF EAF FOR EFOR EFORd SOF FOF UOF EUOF EUOR POF MOF WSF WAF WEAF WFOR WEFOR WSOF WFOF

FOSSIL All Sizes 1573 6429,42 201,64 98,44 47,47 74,03 55,42 84,75 82,39 8,04 10,41 8,36 10,4 4,84 7,72 9,43 14,86 7,53 2,87 64,13 83,78 81,4 6,89 9,11 11,48 4,74

All Fuel Types 1-99 419 1539,58 143,36 98,87 27,59 64,25 40,63 86,28 84,13 12,07 14,61 9,92 8,11 5,58 8,31 9,67 19,6 5,37 2,73 42,94 86,56 84,48 10,61 13,1 8,33 5,1

100-199 386 1586,33 115,44 99,07 32,46 63,93 49,46 86,39 83,98 7,15 9,54 6,93 9,8 3,81 6,51 8,07 14,31 7,1 2,7 50,77 86,15 83,7 6,9 9,33 10,09 3,76

200-299 191 766,5 229,64 98,16 39,04 65,36 59,35 82,41 79,66 9,11 11,79 9,82 11,65 5,95 9,29 11,43 16,57 8,3 3,34 59,73 82,63 79,88 8,78 11,45 11,62 5,75

300-399 125 552,92 236,68 97,49 36,74 65,86 56,29 83,73 81,79 6,88 8,99 7,47 12,11 4,16 6,89 8,41 13,26 9,39 2,73 55,78 83,66 81,77 6,89 8,97 12,21 4,13

400-599 231 998,5 340,24 97,5 49,84 74,15 66,94 83,76 81,14 7,01 9,57 8,5 11,19 5,05 7,99 10,07 13,4 8,25 2,94 67,22 83,65 81 7,11 9,68 11,21 5,14

600-799 143 633,42 561,28 96,63 56,91 78,95 72,05 83,93 81,49 6,31 8,36 7,77 11,22 4,85 7,84 9,82 12,27 8,23 2,99 72,09 83,95 81,51 6,24 8,3 11,26 4,8

800-999 62 282,17 341,73 97,47 54,84 80,03 68,21 83,39 81,57 5,45 7,26 6,52 12,68 3,94 6,49 8,15 10,89 10,12 2,56 68,53 83,54 81,75 5,4 7,17 12,55 3,91

1000 Plus 16 65 776,53 92,26 61,49 83,29 72,91 78,45 75,77 7,6 9,04 8,66 15,55 6 10,42 12,17 14,6 11,13 4,42 73,82 78,58 75,97 7,39 8,83 15,52 5,89

Coal All Sizes 989 4092,08 343,41 97,82 58,49 78,4 66,53 85,29 82,77 6,48 8,58 7,55 10,1 4,61 7,72 9,54 12,81 6,99 3,11 74,61 84,41 81,92 5,88 7,8 10,93 4,66

Primary 1-99 198 693,67 182,73 98,59 34,91 71,84 45,54 87,28 85,47 9,4 11,66 8,64 8 4,73 8,13 9,44 17,47 4,6 3,4 48,59 87,84 86,01 7,98 10,27 7,94 4,21

100-199 260 1048,58 188,26 98,74 42,59 69,56 60,31 87,47 84,66 5,56 7,74 6,3 8,98 3,55 6,58 8,27 12,31 5,95 3,02 61,22 87,31 84,49 5,47 7,68 9,15 3,54

200-299 133 563,75 472,91 96,93 46,57 71,13 65,07 82,13 78,92 8,99 11,76 10,49 11,45 6,42 10,07 12,52 16,59 7,79 3,65 65,48 82,45 79,24 8,61 11,37 11,39 6,17

300-399 71 321,83 512,04 95,86 53,8 74,4 72,08 84,39 81,91 5,63 7,8 7,19 11,31 4,3 7,38 9,35 11,76 8,23 3,08 72,32 84,48 82,02 5,63 7,76 11,21 4,31

400-599 152 683,5 604,26 96,87 63,7 79,79 79,84 84,87 82,32 5,35 7,36 7,08 10,62 4,51 7,21 9,13 10,48 7,92 2,7 79,83 84,8 82,2 5,37 7,42 10,67 4,53

600-799 115 514,42 704,72 96,48 63,92 80,28 79,46 84,65 82,25 5,59 7,31 7,03 10,65 4,71 7,59 9,48 10,88 7,77 2,88 79,61 84,72 82,33 5,57 7,28 10,58 4,7

800-999 45 201,33 762,59 95,59 64,27 82,16 78,18 83,57 81,76 5,68 7,1 6,83 11,73 4,71 7,45 9,09 10,62 8,98 2,74 78,22 83,76 81,98 5,6 6,99 11,6 4,64

1000 Plus 15 60 822,85 91,78 64,66 84,32 76,51 79,03 76,27 6,5 7,92 7,75 15,64 5,32 9,48 11,24 13,07 11,49 4,16 76,68 79,05 76,38 6,53 7,95 15,59 5,36

Oil All Sizes 124 390,17 86,72 98,72 8,76 42,88 27,08 85,01 83,89 11,87 14,54 9,14 11,21 3,65 6,69 7,67 22,43 8,18 3,04 20,44 80,24 79,13 17,52 20,56 15,42 4,34

Primary 1-99 35 134,5 76,58 99,2 24,71 48,95 43,11 90,54 89,42 3,88 5,74 3,67 7,35 1,74 4,67 5,59 11,67 4,42 2,93 50,48 90,39 89,12 3,36 5,41 7,76 1,76

100-199 25 83,5 108,1 98,76 9,65 49,17 17,85 85,83 84,42 26,2 30,37 15,6 7,83 6,34 8,55 9,89 36,36 5,61 2,21 19,62 85,52 83,94 22,82 27,29 8,68 5,8

200-299 8 11 63,49 86,84 3,09 47,85 6,31 93,18 91,85 22,04 33,26 16,93 5,04 1,78 3,77 5,1 45,38 3,05 1,98 6,47 92,87 91,37 23,36 35,4 5,16 1,97

300-399 15 65,33 169,11 97,32 12,44 42,33 28,92 79,83 79,15 6,93 8,53 6,16 18,02 2,15 4,61 5,2 15,41 15,56 2,45 29,39 79,71 79,02 6,95 8,53 18,1 2,2

400-599 20 46,08 96,13 98,71 6,38 33,25 18,47 84,04 82,81 23,21 25,67 15,06 10,37 5,58 10,05 11 37,94 5,91 4,47 19,18 83,44 82,19 24,79 27,14 10,24 6,32

600-799 13 30,08 32,69 98,32 5,32 48,87 10,93 78,21 76,91 32,33 37,75 26,17 16,57 5,22 10,02 11,24 51,46 11,77 4,8 10,89 77,39 76,03 30,74 36,61 17,78 4,84

800-999 7 14,67 44,42 91,96 0,5 25,25 1,97 69,49 69,08 31,44 40,52 16,61 29,6 0,91 2,85 3,26 62,88 27,65 1,95 1,96 69,97 69,56 31,37 40,41 29,13 0,9

Gas All Sizes 471 1576,75 67,07 98,8 11,99 36,45 28,33 83,12 81,45 16,37 19,53 10,58 11,34 5,55 7,96 9,27 25,15 8,93 2,41 32,9 81,66 79,6 13,72 17,58 13,11 5,23

Primary 1-99 155 498,58 71,29 98,64 8,79 42,4 17 84,7 83,47 29,69 31,93 13,5 8,12 7,18 9,12 9,88 37,01 6,17 1,95 20,74 84,16 82,71 25,38 27,7 8,78 7,06

100-199 119 435,33 54,27 99,2 11,7 38,36 29,59 84 82,41 11,99 14,93 8,01 11,96 4,03 6,07 7,32 20,24 9,93 2,04 30,49 83,6 81,86 11,65 14,7 12,38 4,02

200-299 58 168,25 74,49 99,2 14,98 34,91 42,71 81,76 80,38 10,93 13,17 8,65 12,99 5,24 7,95 9,22 18,05 10,28 2,71 42,92 81,68 80,31 10,83 13,01 13,11 5,21

300-399 44 157,75 65,08 98,52 10,35 33,26 31,15 83,4 82,07 13,57 15,8 9,53 11,71 4,89 7,03 8,01 20,68 9,57 2,14 31,13 83,31 81,99 13,38 15,59 11,88 4,81

400-599 69 239,58 87,06 98,09 12,79 36,01 35,44 80 77,13 15,74 20,86 13,23 13,38 6,62 10,11 12,65 27,28 9,89 3,49 35,52 79,75 76,85 16,21 21,34 13,38 6,87

600-799 17 46,92 213,99 94,62 12,9 40,42 30,96 79 76 13,35 20,33 13,89 16,23 4,77 8,94 11,91 29 12,06 4,17 31,9 79,34 76,3 12,81 19,75 15,98 4,69

800-999 9 30,33 32,61 99,06 9,85 34,89 28,12 83,26 82,35 2,02 4,35 2,28 16,16 0,58 3,81 4,54 13,92 12,93 3,23 28,22 83,13 82,21 1,98 4,28 16,3 0,57

2015 Generating Unit Statistical Brochure -- Five Years, 2011 - 2015, All Units Reporting

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Fijación del Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de ...

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