Como avances logrados en las actividades especiales realizadas durante el año cabe dastacar el desarrollo de la Fase 1 del Estudio de Coordinación de Protecciones del SEIN, el cual ha culminado con la entrega del informe final correspondiente por el consultor TRANSENER/CESl y cuyo alcance cubre las principales lnstalaciones de generación y transmisión del sistema interconectado.
Además, durante el año 2004 se elaboró un audio para la Actualización del Procedimiento N° 15 de Valorización de Transferencias de Energía Reactiva entre lntegrantes del COES y un estudio de Estabilidad Permanente del SEIN, ambos ejecutados por el consultor CESI, Asimismo, con la empresa lnterconexión Eléctrica (ISA), se efectuó la actualización del Estudio de Rechazo Automático de Carga Generación del SEIN. Adicionalmente, durante el tercer trimestre se inició la auditoría de las unidades regulantes que proporcionan reserva rotante en el SEIN, cumpliendo con lo previsto en el Procedimiento N° 22. Este trabajo, a cargo del consultor CESI, culminará durante el primer semestre del año 2005. En relación con la interconexión eéectrica con el Ecuador, el COES ejecutó las diversas labores bajo su responsabilidad para el ingreso y pruebas de las instalaciones del enlace internacional Zorritos-Machala en 220 kV. Asimismo Inició las coordinacianes con su contraparte del Ecuador, CENACE, para la elaboración del Acuerdo Operativo y del Acuerdo Comercial previstos en el Reglamenlo para la lmportación y Exportación de Electricidad (RIEE) publicado el 25.12.2004. Durante el año, el COES participó en diversas reuniones de trabajo al respecto con funcionarios del MEM y presentó observaciones a los proyectos de dicho reglamento. Además, inició la elaboración de 10 proyectos de los nuevos procedimientos requeridos por el RIEE para concretar las transferencias internacionales de electricidad con el Ecuador.
Por otro lado, en el año 2004 el COES inició la implementación del Centro de Control de Respaldo y Contingencias en un local externo a su sede institucional, como alternativa para la emergencias que se susciten en el Sistema de Control, Supervisión y Adquisición de Datos(SCADA TR-COES), tal que permita garantizar el curnplimiento de las funciones de Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN.
Durante el año 2004 se incorporaron al Sistema nuevas instalaciones, las cuales fueron evaluadas y autorizadas por el COES en cumplimiento con lo establecido en los Procedimientos correspondientes. Entre ellas cabe destacar la incorporación de la CT Ventanilla luego de su adecuación para operar con gas natural de Camisea (2x150 MW), la CH Poechos (2x7,5 MW) con su sistema de transmisión asociado, la linea de interconexión internacional 220 kV Zorrritos-Machala y arnpliación de las subestaciones correspondientes, la linea de transmisión 138 kV Callalli-Ares y subestacion asociada (132/66/21,9 kV 23,9/23,9/6,7 MVA), el -transformador de potencia 60/22,9/10 kV, 44/6/38 MVA de la Subestacion Piura Centro y el transformador de potencia 13/10,7/7 kV ,10/10/3,33 MVA de la SE Moquegua.
Por otra parte, en el año 2004 Se retiraron de la operación comercial en el COES dieciseis (16) unidades de generación, con una potencia efectiva total de 373 MW, principalmente de la CT Tintaya y la CT Trupal .
Los principales indicadores referidos a la operación del SEIN en el año 2004 son los siguientes:
La demanda Máxima de potencia alcanzó el valor de 3 130,9 MW el dia 13 de diciembre de 2004 a las 20:30 h. La producción anual de energía fue de 21903,1 GWh. Del total de la producción anual de energía, el 76% correspondió a la generación hidroelétrica y el 24% a la generación termoeléctrica. Esta proporción refleja el efecto de la sequía registrada en las principales cuencas del SEIN, la mas severa en los últimos 10 años, asi como el importante crecimiento de la demanda, que tuvo un incremento de 5,9 % respecto al año 2003. La demanda se cubrió con unidades de generación que originaron un costo marginal de corto plazo promedio anual de 68,52 U,S.$/MWh. Este costo, muy superior al valor correspondiente del año 2003, refleja además el elevado costo de los combumtibles registrado durante el año 2004.
Es importante notar que el suministro de energía eléctrica a nivel de generación en el Sitema Eléctrico Interconectado Nacional se realizó sin que se produzca racionamiento alguno, pese a las condiciones severas antes mencionadas.
El monto total de la enrgía áctiva transada en el CQES asciende a 18 716,8 GWh. (88% de la producción). Las transferencias netas de energía áctiva entre los generadores como consecuencia del despacho económico de carga, alcanza la cifra de 3174,8 GWh, que corresponde al 145% de la producción total. Estas transferencias determinaron pagos entre los generadores integrantes, cuya valorización ascendió a 164,3 millones de dólares americanos. La valorización de las transferencias de potencia entre los generadores integrantes determinó pagos por 34,5 millones de dólares americanos.
Además, el COES, en cumplimiento de sus funciones, elaboró los Estudios Técnico - Económicos para las fijaciones tarifarias de mayo y noviembre del 2004 e inició el estudio tarifario de mayo de 2005,los cuales fueron presentados oportunamente al OSINERG. EL COES participó en las audiencias públicas a las que fue convocado.
Durante el ejercicio 2004 el COES remitió al Ministerio de Energía y Minas (MEM) varias propuestas relativas a sus Procedimientos Técnicos, Fueron aprobadas y publicadas las modificaciones propuestas en los siguientes: Procedimiento N° 22 "Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional", Procedimiento N° 29 "lngresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema", Procedimiento N° 30 "valorización de las Transferencias de Potencia y el Procedimiento N° 26 "Cálculo de la Potencia Firme". Adicionalmente, en noviembre se remitió al MEM la propuesta del nuevo procedimiento denominado "Determinación de los Costos de Mantenimierto de las Unidades Termoeléctricas del COES-SINAC".
Cabe destacar que en el año 2004 se presentó por primera vez en el COES el caso de retiros correspondiente a demanda de empresas distribuidoras sin respaldo contractual. De manera provisional , dichos retiros fueron asignados a las empresas generadoras en función a sus Ingresos Mensuales por Potencia. Esto ocasiono numerosas impugnaciones en el Directorio, originando algunos ajustes en las valorizaciones provisionales asi como diversas solicitudes de arbitraje.
Flnalmente, cabe resaltar que durante el año 2004 se ha intensificado el proceso de fiscalización del OSINERG al COES, por lo cual su atención ha requerido una mayor dedicación de los especialistas de la Dirección de Operaciones.
Durante el año 2004 el COES ha enfrentado nuevos retos y condiciones especialmente adversas, tanto por la escasez de recursos hídricos y el importante crecimiento de la demanda, como por los problemas derivados de la falta de contrato para respaldar la demanda de las empresas distribuidoras. Además, ha debido prapararse para asumir las nuevas responsabllidades que le corresponden en las transacciones internacionales de electricidad con el Ecuador. No obstante, tales condiciones han sido afrontadas satisfactoriamente por el COES. Por todo ello, expresamos nuestro especial reconocimiento al personal de la Dirección de Operaciones, por el esfuerzo y constancia demostrados en el desempeño de sus funciones, asi como a los profesionales y técnicos de las empresas integrantes, que han participado en los diferentes Comites de Trabajo y que han Contribuido a los logros obtenidos.
Lima, marzo de 2005.