Inflexibilidad operativa en el mercado eléctrico peruano

Inflexibilidad Operativa y la Generación
No Convencional
ROBERTO CARLOSTAMAYO PEREYRA
Cuzco, noviembre de 2017

Contenido Temático
A. Evolución del marco legal respecto a los servicios
complementarios y el fomento de energías renovables.
B. Situación actual del mercado eléctrico peruano y su
evolución ( necesidad de mayor flexibilidad operativa).
C. Escenario futuro y su impacto en el parque de
generación eléctrica, en la red de transmisión y
distribución y en los consumidores finales.

Visualización causal sistémica de los efectos intersectoriales de los riesgos
en los sectores de energía

MÍNIMA CARGA
TIEMPO MINIMO DE ARRANQUE
CARGOS ADICIONALES
EDI
RPF (BESS)
RSF
DAMPER
TIEMPO MÍNIMO DE OPERACIÓN
CV / CVNC
HEO
RENDIMIENTO
CH CON EMBALSES Y DE PASADA
CALDERO RECUPERADOR
CONTRATOS DE LARGO
PLAZO
RESERVA FRÍA
NODO ENERGETICO
COYM
PBP PBE
MARGEN DE RESERVA
POTENCIA EFECTIVA
DUALIDAD
RER
COGENERACIÓN
SGT (SPT) / SCT(SST)
DUALIDAD ONLINE
DEFINICIONES INVOLUCRADAS

http://www.miningpress.
com/nota/95642/estudio
-sobre-la-energia-eolica-
en-las-redes-electricas
LOS PRIMEROS PASOS CON LA NO CONVENCIONALES

(I)
EVOLUCIÓN DEL MARCO
LEGAL RESPECTO A LOS
SERVICIOS
COMPLEMENTARIOS
Y EL FOMENTO DE ENERGÍAS
RENOVABLES

EVOLUCIÓN DEL MARCO LEGAL RESPECTO A LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
Y EL FOMENTO DE ENERGÍAS RENOVABLES
DL 25844 – Ley de Concesiones
Eléctricas
• La generación de electricidad
centralizada y desregulada y
sujeta a las fuerzas del mercado
mediante la competencia.
• La transmisión proveer acceso
abierto.
• La distribución es un monopolio
natural.
• La regulación de precios se
basara en los costos marginales
como substituto a las fuerzas
del mercado.
DL 28832 - Ley para Asegurar el Desarrollo
Eficiente de la Generación
• Licitaciones de suministro a precio firme.
• Reestructuración del Operador COES.
• Nueva regulación de la transmisión.
• Participación distribuidores y grandes
usuarios libres en el MCP.
Función del COES
j) Planificar y administrar la provisión de los
Servicios Complementarios que se requieran para
la operación segura y económica del SEIN.
Definición de Servicio Complementario
31. Servicios Complementarios.- Servicios
necesarios para asegurar el transporte de la
electricidad desde la generación hasta la demanda
en condiciones de calidad y fiabilidad.

Evolución normativa relevantes Que se pensó en el 2011:
Los participantes deben sufragar los costos
asociados a las inflexibilidades operativas y
Servicios Complementarios, que no estén
incluidos en la determinación de los Costos
Marginales de Corto Plazo nodales. Estos costos
asociados serán determinados a través de
procedimientos del COES.
Que Reglamento falta……?

En los últimos años con el crecimiento alto de la demanda y la falta de oferta se han
introducidos cambios temporales mediante decretos legislativos y decretos de urgencia
debido a la problemas de copamiento del gasoducto de Camisea y la congestión en la
transmisión por atraso de los proyectos de transmisión.
Cambios estructurales
• Decreto legislativo Nº 1002.- Introduce las fuentes renovables en el sector (RER).
• Decreto legislativo Nº 1041.- Modifica el despacho por restricción del suministro de
gas natural (CC/dualidad).
Normas de emergencia por coyuntura
• Decreto de urgencia Nº 035-2006.- Asignación de retiros sin respaldo contractual.
• Decreto de urgencia Nº 046-2007.- Congestión de la transmisión.
• Decreto de urgencia Nº 037-2008.- Restricciones temporales de generación y compra
de energía de plantas de emergencia.
• Decreto de urgencia Nº 049-2008.- Costos marginales idealizados y retiros sin
contratos.

Evolución normativa técnica
NTCSE: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
NTCOTRSI: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
NTIITR: Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del SEIN
Los procedimientos del COES:
De 1994 al 2000 eran aprobados por el COES.
De 2001 al 2006 eran aprobados por el MINEM.
De 2006 en adelante son aprobados por el Osinergmin.

Evolución normativa para la mejora de la calidad de la energía
El PR-21 entró en vigencia el 01.07. 2014.
“La RPF se realiza en forma automática a
través del regulador de velocidad. Dicho
servicio es de carácter obligatorio para las
centrales de generación con potencia
mayores a 10 MW y no está sujeto a
compensación alguna. Quedan exoneradas
de esta obligación, las centrales con
Recursos Energéticos Renovables cuya
fuente de energía primaria sea eólica, solar
o mareomotriz”.
Exigencias:
- Banda muerta < 18 Mhz
- Estatismo < 5%
- Tiempo de posicionamiento < 30 seg

Subastas de Recursos Energéticos Renovables (RER)
Evolución normativa para el fomento de energía renovables

Evolución normativa para el fomento de energía renovables
http://reneweconomy.com.au/2016/solar-prices-plunge-to-new-lows-as-dubai-auction-nets-under-3ckwh-84894

Impacto de la Inserción de Centrales Solares al SEIN
La inserción de centrales solares implica un desplazamiento de las centrales
térmicas en horas de la mañana.
En horas de la tarde estas centrales desplazadas ingresan tomando carga, y
la pendiente de toma de carga será proporcional de la magnitud de centrales
solares instaladas.
Algunas centrales convencionales no serán capaces de adaptarse a estos
cambios de carga.
Las inflexibilidades operativas de las centrales térmicas limitaran su
operación en este escenario.

Impacto de la Inserción de Centrales Solares al SEIN

(II)
SITUACIÓN ACTUAL DEL
MERCADO ELÉCTRICO
PERUANO Y SU EVOLUCIÓN
(NECESIDAD DE MAYOR
FLEXIBILIDAD OPERATIVA)

Crecimiento Medio Anual
2000-2005: 4,7%
2006-2010: 6,8%
2011-2016: 6.2%
Crecimiento Generación
2012-2017: 69 %
Principalmente por las nuevas
instalaciones de reserva fría y nodo
energético, incrementándose de
esta manera la confiabilidad del
suministro eléctrico.

La participación de la matriz energética en el año 2000 fue
predominantemente hidráulica (93%); sin embargo, a partir del
año 2004 con el inició de la producción de energía a partir del gas
natural de Camisea, la diversificación de las fuentes de energía
primaria para la producción de electricidad ha ido en aumento, tal
es así que el año 2016 la producción basada en energía hidráulica
tuvo una participación 47.6%, registrándose un 46.5 %
correspondiente a la producción a partir del gas natural, y una
participación de 3 % correspondiente a las nuevas formas de
generación a partir de Recursos Energéticos Renovables como la
generación eólica y fotovoltaica.

Inflexibilidad Operativa
Condición de imposibilidad de modificar su estado de carga, por rigideces
operativas propias, para adecuarlo al despacho óptimo, en el tiempo requerido.
PROYECTO CIER 02 – MERCADOS MAYORISTAS E INTECONEXIONES FASE I CAF
Documento de debate No. IDB-DP-292 del BID
SITUACIÓN ACTUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO Y SU EVOLUCIÓN
(NECESIDAD DE MAYOR FLEXIBILIDAD OPERATIVA)

Evolución de la Reserva Fría en Máxima Demanda del SEIN
24

Inflexibilidades Operativas
Inflexibilidades en la Programación de la Operación – Aspectos Operativos
COORDINACION DE LA OPERACIÓN CON EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
Considerando que el SEIN cuenta con
más de 50% de MRO y si estas unidades
cuentan con suficiente DB5, una falla en
el ducto de GN es superada.

Inflexibilidades en las Unidades
de Generación y en la
Programación de la Operación
Inflexibilidades en las Líneas de
Transmisión y Subestaciones de
Transmisión
Inflexibilidades de las Cargas

Inflexibilidades en las Unidades de Generación
Tipos de Inflexibilidades
Aspectos Tecnológicos:
. Característico de la unidad: Pmin, Tiempos míninos, Velocidad de toma de carga,
modos de operación, tiempo de cambio en los modos de operación, etc.
. Condiciones de sitio
Aspectos Operativos del Sistema:
. RPF, RSF, control de tensión, etc.
Aspectos Normativos:
. Ambientales (caudal ecológico, caudal máximo, emisión de GEI, etc)
. Respecto Sociedad Civil: Volumen máximo, Trayectoria Volumen Max/Min , etc
Aspectos Comerciales:
Declaración de Inflexibilidades “a interés del generador”, sin mayor sustento técnico.

Inflexibilidades en las Unidades de Generación
Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG
Una unidad es inflexible cuando las características técnicas de la unidad hacen que genere en una
hora a pesar de que su precio es superior al costo marginal del sistema. CREG
Identificación de unidades inflexibles
En la declaración de disponibilidad de los generadores del día anterior al despacho, cada generador
notifica la inflexibilidad en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante la
ejecución de la operación se puede modificar la inflexibilidad, las cuales pueden ocurrir por:
Una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para
suministrar demanda adicional incremental (variación positiva o negativa) del sistema. (Ej.:
Unidades con generación restringida por limites de exportación de áreas o por limitaciones de
nivel de embalses o número de unidades en línea).
Una unidad es inflexible cuando por sus características técnicas su generación programada en el
despacho ideal para la hora presenta limitantes que origina cambios en el programa de
generación en por lo menos una unidad de generación con menor precio de oferta.
Una unidad es inflexible cuando por cualquier condición después del cierre del período de
ofertas y antes del período definido para reporte de información al redespacho, el generador
modifica su disponibilidad declarada para el despacho económico.

Inflexibilidades en las Unidades de Generación - Aspectos Tecnológicos:
• Se ubica en el conducto de gases
calientes de salida de la TG, entre ésta y
la HRSG.
• Es el componente primordial para lograr
la independencia de los ciclos térmicos
TG y TV, desvinculando el acoplamiento
térmico entre ellos.
• Es accionado hidráulicamente, opera en
condiciones normales para arranque en
ciclo simple y luego pase a CC, y en
emergencias en el ciclo de vapor para
mantener operando la TG en ciclo simple,
y luego de reparar el defecto volver al CC
sin afectar la carga del CC.
ASPECTOS CONSTRUCTIVOS
RELEVANTES - DAMPER
• Inflexibilidad del caso Ventanilla
Inició sus operaciones sin
automatizar su Damper

• Inflexibilidad del caso Aguaytía
No puede operar de manera
aislada con la ciudad de
Pucallpa

ASPECTOS CONSTRUCTIVOS
• Inflexibilidad del caso Ilo 1

Existe una gran variedad de configuraciones de ciclo
combinado, sin embargo la más difundida es la configuración
en serie de acoplamiento térmico total NTG+TV; en el que los
gases de escape de la TG proveen toda la energía térmica del
ciclo Rankin.
Componentes básicos (figura costado):
Una o más unidades turbogas
Diverter damper
Un caldero de recuperación HRSG, por cada turbina a
gas, con sus bombas de agua de alimento a los drums de
cada presión HP, IP, LP
La turbina de vapor y su generador.
El condensador de vapor.
Sistemas de suministro de agua de enfriamiento y de
caldero
ASPECTOS CONSTRUCTIVOS RELEVANTES DE UN
CICLO COMBINADO

MAXIMA CAPACIDAD DE GENERACION EOLICA EN BARRAS DEL SEIN

Puntos de conexión débiles.
Las centrales eólicas conectadas a barras eléctricamente débiles
presentan desafíos importantes, en aspectos como el control de la tensión.
Reducción del nivel de corto circuito.
Las centrales eólicas que no utilicen generadores síncronos conectados
directamente a la red, que desplazan, generación convencional provocan
disminución de niveles de cortocircuito y sensitividad.
Limitaciones en el despacho convencional.
El mínimo técnico de las centrales de ciclo combinado (turbo gas y turbo
vapor) es la principal restricción para la máxima generación eólica en
escenarios de mínima demanda en avenida. Algunas unidades turbovapor
deben estar operando por seguridad ante el mantenimiento de líneas de
transmisión.
MAXIMA CAPACIDAD DE GENERACION EOLICA EN BARRAS DEL SEIN

NECESIDAD DE PARQUES Y TURBINAS EOLICAS CON CONTROLES AVANZADOS
Con relación a la generación eólica:
Necesidad que el control de tensión y potencia reactiva pueda realizarse utilizando y
coordinando todos los generadores de un parque eólico.
Se puede requerir limitar o controlar la potencia activa para: limitar rampas de potencia
súbita, controlar arranques y paradas de un parque o contribuir al control primario de
frecuencia.
Apropiado comportamiento ante fallas en el sistema.
Si bien el desempeño de la regulación primaria se ve desmejorado por la incorporación de
generación eólica adicional, el SEIN conserva una aceptable capacidad de control de la
frecuencia ante desbalances importante de generación – demanda.
Deben tolerar sub frecuencias y sobre frecuencias. Se observa una adecuada actuación del
ERACMF en restablecer el desbalance, provocado por desconexión de generación factibles.
Las CGNC deberán tener capacidad de controlar la potencia reactiva inyectada o consumida
en el punto de conexión en función de las tensiones de operación establecidas por el COES.
Deberán disponer de los equipos y controladores necesarios para responder a las solicitudes
de ajuste de la potencia reactiva en un tiempo máximo de un minuto (PR-20).
Desplazan la generación no convencional hasta su mínimo técnico.

0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
6,000
6,500
7,000
00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45
Potencia
(MW)
DESPACHO POR TIPO DE COMBUSTIBLE Y TECNOLOGÍA EN EL
DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL AÑO 2015
( 25 DE NOVIEMBRE DE 2015 )
TG COGEN - GN SDF ENERGÍA SOLAR EÓLICO
HIDRO RER TV - BZ AIPSAA MOTOR DIESEL - BIOGÁS
HIDRO TG - GN EGASA TG - GN TERMOCHILCA
TG - GN SDE PIURA CCOMB - GN KALLPA CCOMB - GN ENERSUR
TG - GN EEPSA M. DIESEL - GN EGESUR CCOMB - GN FENIX
CCOMB - GN EDEGEL TG - GN KALLPA TG - GN EDEGEL
19:45 Hrs

El margen de reserva operativo es una medida de la capacidad de reserva de un sistema
eléctrico interconectado, que es la diferencia entre la capacidad efectiva disponible de
generación del sistema y la demanda máxima en un periodo determinado; luego de haber
considerado los factores expuestos
Potencia Efectiva - Máxima Demanda X 100 %
Máxima Demanda
Potencia Efectiva Disponible - Máxima Demanda X 100 %
Máxima Demanda
Margen de Reserva (Teórico) Margen de Reserva Operativo (Real)

Efectos en el Margen de Reserva

SEGURIDAD EN EL ABASTECIMIENTO DE ENERGIA ELECTRICA
Control de frecuencia

44
• Evento de perturbación
• Controles Primarios:
– Respuesta automática del regulador: controles de acción rápida. Período: 0 a 20 segundos después
de la perturbación. Respuesta de cargas dependientes de la frecuencia.

• Establece 2 criterios de análisis para evaluar el cumplimiento:
– En Estado Normal (frecuencia entre 60 ± 0,15 Hz). El objeto es verificar el estatismo de
unidades que presentan Sospecha de Respuesta Inadecuada (SRI).
– Ante salidas de generación que superen reserva asignada de RPF. Se determina si el
generador entrega su potencia regulante comprometida, definida de acuerdo a f y
estatismo (R), dentro de la zona de respuesta aceptable (7.2.c del PR-21):

COORDINACION DE LA OPERACIÓN POR EL MEJOR APROVECHAMIENTO HIDRICO
Inflexibilidades en la Programación de la Operación – Aspectos Normativos

139.9 MW
C.H. Charcani V
Embalse
Aguada Blanca
C.H. Charcani IV
C.H. Charcani VI
C.H. Charcani III
C.H. Charcani I
C.H. Charcani II
Reservorio
Puente Cincel
Reservorio
Campanario
Toma Charcani IV
Toma Charcani I
Toma Charcani II
Riego Valle Chili R

Lago Junín (Chinchaycocha)
Resolución Ministerial N° 0149-98-AG
Esta disposición establece que el periodo de embalse del lago Chinchaycocha se
efectuará entre el primero de enero y el 31 de mayo de cada año (compuerta
permanece cerrada).
R.S. N° 092-2004-PCM
Esta norma dispone el desarrollo de un Plan de Manejo Ambiental para el Lago
Chinchaycocha.
RS 551-2002-PCM
Recomendó que explícitamente el nivel máximo del embalse-inundación efectiva
sea la cota 13,420 psnm.

COORDINACION DE LA OPERACIÓN CON EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
A partir del año 2007 la demanda de gas en el ducto se acercó a su capacidad
de diseño en el tramo de Pisco a Lurín (18”) por el mayor consumo de gas de las
industrias y las generadoras eléctricas.
Cuando el ducto de gas entró en
operación, la mayoría de los contratos por
capacidad eran interrumpibles debido a
que el ducto no se utilizaba en niveles
cercanos a su máxima capacidad y las
generadoras eran los principales clientes
con este tipo de contrato, pues su
despacho depende del COES. Se esperaba
que al operar el ducto cerca a su límite de
operación, obligue al mercado de gas a
contratar a suministro firme.

(III)
ESCENARIO FUTURO Y SU
IMPACTO EN EL PARQUE DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA,
EN LA RED DE TRANSMISIÓN Y
DISTRIBUCIÓN Y EN LOS
CONSUMIDORES FINALES

SEGURIDAD EN EL ABASTECIMIENTO DE ENERGIA ELECTRICA - SOLUCIONES
ESCENARIO FUTURO Y SU IMPACTO EN EL PARQUE DE GENERACIÓN ELÉCTRICA,
EN LA RED DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN Y EN LOS CONSUMIDORES FINALES

Se hace necesario establecer valores máximos de inyecciones de generación que
no utilicen generadores síncronos conectados directamente a la red.
En escenarios de mínima demanda en avenida, el mínimo técnico de las
centrales de ciclo combinado (turbogas y turbovapor) es la principal restricción
para la máxima generación eólica.
Cuando la generación eólica desplaza una magnitud equivalente de generación
convencional se deteriora el comportamiento dinámico equivalente, y aumenta
el tiempo de respuesta de la regulación primaria de frecuencia.
Para mejorar el control de las tensiones transitorias y post-falla del Sistema se
recomienda que los parques eólicos que finalmente habrán de interconectarse
sean capaces de controlar la tensión en la barra del Sistema de Transmisión a la
que se conectan.
MAXIMA CAPACIDAD DE GENERACION EOLICA EN BARRAS DEL SEIN - SOLUCIONES

REGULACION PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA- SOLUCIONES
ESQUEMA GENERAL DE REGULACION FRECUENCIA – POTENCIA PR-21, PR-22

REGULACION PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA- SOLUCIONES

El 25.10.2017, ENGIE Laborelec y First Solar llevaron a cabo la 1ra prueba en LATAM, y la 2da en el mundo, para la participación activa en servicios
complementarios de una central fotovoltaica.
El ensayo probó en tiempo real las capacidades de la Central Luz del Norte, de 141 MW, para brindar servicios complementarios como el Control
Rápido de Frecuencia (Respuesta Inercial Sintética) y el Control Rápido de Tensión (respuesta tipo STATCOM). Además, se realizó una simulación de
la conexión de la planta al sistema de Control Automático de Generación (AGC) del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile.
La prueba viene a demostrar que las tecnologías ERNC tienen la capacidad de brindar servicios de balance (necesarios para la estabilidad y
confiabilidad del sistema eléctrico) y que, por lo mismo, sí es posible su participación en un mercado de servicios complementarios.
Algunos comentarios:
“Esta prueba es un hito, porque demuestra la capacidad de ofrecer servicios complementarios de plantas solares fotovoltaicas…”.
“Este evento es muy importante, pues demuestra que las energías renovables, a través de la investigación y el desarrollo, se han atrevido a romper
paradigmas sobre la regulación de frecuencia”.
“Estamos acostumbrados en la ingeniería eléctrica clásica: a hablar de regulación de frecuencia reservada mayoritariamente para la generación
hidráulica, por su capacidad de regulación inercial y capacidad de almacenamiento del recurso hídrico, pero hoy vemos que se están desarrollando
nuevos conceptos, como el de regulación rápida de frecuencia y voltaje, liderados desde las energías renovables, desde la investigación y desarrollo
de las nuevas tecnologías en electrónica de potencia y control automático. Eso es un gran avance”.
“Para nosotros, este ensayo es clave, porque nos permite ver más allá del mundo académico. Es muy bueno conocer lo que está haciendo la
industria en este momento, para salir al mercado con conocimiento actualizado”.
“Es importante saber que en Chile podemos realizar Investigación a un nivel similar a países pioneros en la materia. La naturaleza y topología de
nuestro sistema eléctrico requiere servicios de regulación rápidos, precisos y confiables para mantener la estabilidad y seguridad del sistema,
incluso durante escenarios de alta generación de ERNC”.
El lema para este ensayo fue “el poder de la simplicidad” y, se explica que esta prueba está demostrando que la tecnología solar, debido a su
simplicidad, tiene capacidades de flexibilidad y rapidez que son incomparables con las tecnologías convencionales.

MARGEN DE
RESERVA
PERU 84.5 %
(Máxima Demanda 6564.6 MW,
Potencia del Parque de Generación 12115 MW)

CARGOS ADICIONALES A LA TARIFA
Cargo por Compensación de Generación Adicional (CUGA), que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU-037-2008)
Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional (CVOA-Cmg), que implica los sobrecostos de las unidades que operan con costo variable mayor al
costo marginal (Artículo 1° del DU-049-2008)
Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos (CVOA-RSC), que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo
2° del DU-049-2008)
Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS), que implica la compensación a las centrales duales que operan con gas natural o diesel y
las centrales de Reserva Fría licitadas por PROINVERSION (Artículo 6° de DL-1041)
Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (Prima RER), que implica la compensación a las centrales de generación que utilizan
RER (Artículo 7° de DL-1002)
Cargo por Compensación por FISE, que implica la compensación a los generadores eléctricos por el recargo en el transporte de gas natural que financia el
FISE (Artículo 4° de la Ley N° 29852)
Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE), destinado a completar los ingresos garantizados para implementar proyectos de suministro de
gas natural y líquidos de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética contratados por PROINVERSION (Artículo 2° de Ley N° 29970)
Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro (CCCSE).- Compensa a empresas estatales que incurran en gastos por situaciones de emergencia
(Artículo 1° de Ley N° 29970)
Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica, implica la compensación a las Centrales de generación contratadas por PROINVERSION como parte del Nodo
Energético del Sur (1 000 MW Adjudicados a la Fecha), así como la C.T. Quillabamba (200 MW) (Artículo 4° de Ley N° 29970)
Cargo por Desconcentración de la Generación Eléctrica, implica compensar los costos del gas natural para generación eléctrica en norte y sur del país con
el objeto de desconcentrar la generación eléctrica y, de ser necesario favorecer el Nodo Energético en el Sur del Perú, para compensar el costo fijo de los
contratos de transporte firme de gas natural que no sean asumidos por la centrales existentes (incluye C.T. Quillabamba) (Artículo 5° de Ley N° 29970)
Cargo por Mecanismo de Compensación para la Generación en Sistemas Eléctricos Aislados, cargo destinado a beneficiar a los sistemas aislados que
defina el Ministerio de Energía y Minas con tarifas similares a las del SEIN. Esta compensación será adicional a la compensación actual de sistemas aislados
(Artículo 5° de Ley N° 29970)

Año 2016
Año 2005
INFRAESTRUCTURA MAS ROBUSTA

DESAFIO DEL PROCESO DE TRANFOSRMACION EN EL CDEC

UNA REFLEXION FORDISTA
Ford frente a la salida del modelo Ford T expresó, “todo
cliente podrá tener el coche del color que prefiera con tal
de que lo prefiera negro”.
Lógicamente, un sistema de esta naturaleza se vería
desbordado ante la necesidad de diversificar la producción
debido a las nuevas exigencias del consumo. Pero no sólo
se produce la incapacidad de responder ante una demanda
cuyos segmentos son cada vez más diversos, sino que
también el sistema presenta un límite derivado de la
progresiva saturación de los mercados.
Es así como el modelo que había funcionado por largo
tiempo llegaba a sus límites, a causa de su inflexibilidad
ante la pluralidad de la demanda, pluralidad derivada de la
saturación de los mercados para los bienes estandarizados.
Era necesario entonces redefinir el modelo.

Inflexibilidad operativa en el mercado eléctrico peruano

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a Inflexibilidad operativa en el mercado eléctrico peruano

Similar a Inflexibilidad operativa en el mercado eléctrico peruano (20)

Más de Roberto Carlos Tamayo Pereyra

Más de Roberto Carlos Tamayo Pereyra (20)

Último

Último (20)

Inflexibilidad operativa en el mercado eléctrico peruano