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INFORME
ESTANDARIZACIÓN DEL USO DE LOS SOFTWARE SDDP Y NCPI-GSTI-162-2021
1. Nombre del Área : Gerencia de Sistemas y Tecnologías de la Información
Responsables de la Evaluación : Carlos Ernesto García Bellido
Héctor David Rabanal Costa
Amparito Acevedo Flores
Cargos : Gestor de Sistemas
Especialista Técnico en Soluciones y Coordinación de TICs
Gerente de Sistemas y Tecnologías de la Información
Fecha : 20 de abril de 2021
2. Objetivo
Estandarizar el uso de los software SDDP y NCP de la Empresa PSR INC
3. Antecedentes
Las licencias de los software SDDP y NCP de la Empresa PSR INC, son utilizados por la Gerencia de Regulación de Tarifas (GRT), en el Sistema de Planificación de la Operación Energética, para desarrollar estudios operativos de mediano-largo y corto plazo, respectivamente, en el Perú y en las interconexiones internacionales, con fines tarifarios y de supervisión de la operación.
Cabe señalar que los referidos software son desarrollados por la firma Power Sistems Research Inc. (PSR INC), domiciliada en la ciudad de Rio de Janeiro, Brasil, cuyo representante único y exclusivo en el Perú es la empresa Computación, Comunicaciones y Redes S.A. (CCNET S.A.).
Que, en ese sentido, mediante Resolución de Presidencia del Consejo Directivo N° 052-2008-OS/PRES, modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 058-2008-OS/PRES, se aprobó la adquisición de las licencias de los programas SDDP y NCP mediante exoneración de proceso de selección para la compra de las mismas a la empresa Computación, Comunicación y Redes S.A. (en adelante, CCNET S.A.), por tratarse de bienes que no admiten sustitutos y existe proveedor único. Por ello la Gerencia de Regulación de Tarifas (GRT) de Osinergmin, cuenta con los citados software desde el 2008.
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Así mismo, la adquisición de los software SDDP y NCP con los que cuenta la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, (GFE), ahora División de Supervisión de Electricidad (DSE), fue autorizada mediante la Resolución de Presidencia de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 097-2008-OS/PRES.
Mediante la resolución de Presidencia de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 087-2014-OS/PRES, de fecha 22 de agosto del 2014 se aprobó por cinco (5) años, la estandarización del uso de los software SDDP y NCP.
4. Descripción del equipamiento pre existente
El equipamiento pre existente es el Sistema de Planificación de la Operación Energética (SIPOE) de la GRT, el cual utiliza los productos de software SDDP y NCP de la Empresa PSR, para su funcionamiento.
En el siguiente esquema, se muestra cómo funciona el el sistema de Planificación de la Operación Energética (SIPOE), con los software SDDP y NCP:
El sistema SIPOE utiliza el software SDDP, para la planificación de la expansión del sistema de transmisión en el mediano y largo plazo, y el desarrollo e implementación de las interconexiones de electricidad, dentro del marco de la Decisión de la Comunidad Andina de Naciones (CAN).
Así mismo, el sistema SIPOE utiliza el modelo NCP para la programación y supervisión de la operación del SEIN en el corto plazo, dando cumplimiento a las funciones de seguimiento de la operación de corto plazo ejecutado por COES-SINAC y la programación de la operación en cumplimiento a los contratos bilaterales de interconexiones de electricidad, dentro del marco de la Decisión de la Comunidad Andina de Naciones (CAN).
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5. Descripción del bien requerido
5.1 Software SDDP
El SDDP es un modelo de despacho hidrotérmico multiembalse con representación de la red de transmisión y se compone de los siguientes módulos:
A. Módulo de Planificación Operativa - Determina la política operativa más económica para los embalses, teniendo en cuenta las incertidumbres en las afluencias futuras y las restricciones en la red de transmisión; simula la operación del sistema a lo largo del período de planificación, para distintos escenarios de secuencias hidrológicas; calcula índices de desempeño tales como el promedio de los costos operativos, los costos marginales por barra y por bloque de carga, y los intercambios óptimos entre empresas; determina la operación óptima de corto plazo.
B. Módulo Hidrológico - Determina los parámetros del modelo estocástico de caudales.
En la siguiente figura N° 1, se puede apreciar el flujo de ejecución de los referidos módulos, los principales datos de entrada y los enlaces entre los módulos de cálculo de política operativa y simulación.
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Figura N° 1
Flujo de ejecución de la Planificación Operativa
a) Datos de Entrada de los módulos del Software SDDP
Los datos de entrada para el módulo de la política operativa incluyen: Datos del sistema:
• Características del sistema hidroeléctrico (topología de los embalses, coeficientes de producción, límites de almacenamiento, límites de turbinamiento, etc.)
• Características de las centrales térmicas (potencia instalada, factores de disponibilidad, costos operativos, etc.)
• Programa de mantenimiento de los equipos• Características del sistema de transmisión (topología de la red, susceptancia
y límites de flujo en los circuitos) Demanda para cada etapa, cada bloque y cada barra de carga Parámetros del modelo estocástico de caudales
Los datos de entrada para el módulo hidrológico incluyen: Topología de los embalses Datos históricos de los caudales
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b) Programación Dinámica Dual Estocástica del software SDDPLa programación dinámica dual estocástica es la que permite efectuar la valoración del agua en sistemas hidrotérmicos con numerosos embalses. El concepto de valoración del agua almacenada permite efectuar un desacoplamiento temporal del problema de operación hidrotérmica. Esta valoración del agua hace que las plantas hidroeléctricas, para efectos de despacho, puedan ser consideradas como plantas termoeléctricas, asignándoles el costo correspondiente a la valoración del agua. En esta forma, el despacho se realizaría de acuerdo con el orden de mérito del conjunto de recursos térmicos e hidroeléctricos.
La programación dinámica dual estocástica parte de una representación estocástica de las series temporales hidrológicas pertinentes. La versión del SDDP utilizada permite representar los aportes hidrológicos mensuales por medio de sus medias, desviaciones típicas, coeficientes de asimetría, estructura de correlación temporal dada por un modelo auto regresivo hasta de orden 6 y la estructura de la correlación espacial. Esta representación permite utilizar los parámetros para una generación de secuencias hidrológicas igualmente probables, las cuales preservan las características de la serie original. Dichas secuencias permiten simular el sistema hidrotérmico y observar su comportamiento para cada una de ellas. Dado que ellas son igualmente probables, de los resultados de las simulaciones es posible inferir acerca del comportamiento probabilístico de diversas variables producto de la operación del sistema.
c) Características del modelo SDDPEl modelo calcula la política operativa estocástica de mínimo costo de un sistema hidrotérmico llevando en cuenta los siguientes aspectos:
Detalles operativos de las plantas hidroeléctricas (representación individualizada, balance hídrico, límites de turbinado y almacenamiento, volúmenes de seguridad, vertimiento, filtración, etc.);
Detalles de las plantas térmicas (“commitment”, restricciones de generación debidas a contratos “take or pay”, curvas de eficiencia cóncavas y convexas, restricciones de consumo de gas, centrales térmicas duales, etc.);
Representación de los mercados "spot" y de los contratos de suministro;
Incertidumbre hidrológica: es posible utilizar modelos estocásticos de caudales que representan las características hidrológicas del sistema (estacionalidad, dependencia temporal y espacial, sequías severas etc.) y el efecto de fenómenos climáticos específicos como por ejemplo el de El Niño;
Detalles del sistema de transmisión: leyes de Kirchhoff, límites de flujo de potencia en cada circuito, pérdidas, restricciones de seguridad, límites de exportación e importación por área eléctrica, etc.;
Variación de la demanda por escalones y por barra del sistema, con etapas mensuales o semanales (estudios de mediano o largo plazo) o a nivel horario (estudios de corto plazo);
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Restricciones de suministro (“commodity” y transporte) del gas natural;
Además de la política operativa de mínimo costo, el modelo calcula distintos índices económicos tales como el costo marginal de operación (por submercado y por barra), las tarifas de “peaje” y los costos de congestionamiento de la red, los valores del agua por planta, el costo marginal de restricciones de suministro de combustible y otros.
5.2 Software NCP
El Modelo NCP está diseñado para el análisis de corto plazo, como sigue:
Horizonte: hasta 1 mes (744 etapas) Etapas: 1 h, 30 minutos, 15 minutos
El software NCP usa técnicas avanzadas de programación mixta lineal-entera, y tiene las siguientes características:
a) Representación del sistema eléctrico en el Modelo
Detalles de la operación de centrales hidráulicas y térmicas Restricciones de Unit Commitment Red de transmisión y pérdidas Restricciones de confiabilidad (reservas, almacenamiento mínimo) Restricciones de disponibilidad de combustibles
b) Características del sistema
Interfaz gráfica en ambiente Windows; Incluye Módulo de preparación de gráficos con resultados del modelo en MS Excel; Diversos resultados (ej: generación hidráulica y térmica, costos marginales, flujos en
los circuitos, volúmenes almacenados, etc).
c) Integración con el SDDPLos datos del sistema eléctrico y la función de costo futuro del SDDP pueden ser importados por el NCP. Esta integración es automática en el ambiente ePSR, que también exporta los resultados del NCP al EMS además de ofrecer recursos adicionales, como la preparación automática de las condiciones iníciales para la programación de re-despachos.
d) Integración con el modelo OptflowLos resultados del NCP pueden ser importados por el OptFlow – un modelo de flujo de potencia óptimo, que determina la inyección de potencia reactiva de manera a cumplir con el nivel de voltaje requerido.
6. Uso del bien requerido
Los software SDDP y NCP de la Empresa PSR INC, son utilizados por Osinergmin para los siguientes procesos:
6.1 Supervisión de la Planificación de la Operación (utiliza el SDDP y NCP)
El Artículo 41° de la Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), establece como funciones básicas del COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional) planificar la operación del sistema interconectado, controlar el cumplimiento de
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los programas de operación, calcular los costos marginales de corto plazo del sistema eléctrico de acuerdo al procedimiento que establezca el Reglamento, entre otras.
El Artículo 91° del Reglamento de la LCE establece las funciones de la Dirección de Operaciones del COES, entre otras, de elaborar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN, controlar su cumplimiento y calcular los costos marginales de energía de corto plazo.
Por su parte, el Artículo 101° de la LCE establece, como parte de las funciones de OSINERGMIN, la fiscalización del cumplimiento de las funciones asignadas por Ley al COES. Asimismo, el Artículo 194° del Reglamento de la LCE establece, como obligación a cumplir por parte de OSINERGMIN, la fiscalización a los concesionarios y entidades que desarrollan actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, la misma que deberá llevarse a cabo en forma permanente, comprobando el estricto cumplimiento de las obligaciones que les imponen la Ley y el Reglamento, particularmente el cumplimiento de las obligaciones de los concesionarios y de las funciones asignadas por Ley al COES, entre otros.
En ese sentido, el COES ha adquirido el software SDDP para la elaboración de la planificación de la operación de acuerdo con las normas correspondientes, el cual cumple los siguientes requerimientos, entre otros:
La herramienta debe permitir la minimización de costos actualizados de operación, tomando en cuenta las series hidrológicas, los embalses y los costos de combustibles.
Los comportamientos hidrológicos para el periodo de análisis son estimados mediante modelos matemáticos basados en probabilidades de la información disponible.
El agua almacenada en los embalses de capacidad de regulación horaria, diaria, mensual, anual y plurianual deberá considerar un costo de oportunidad.
Deberá entregar los costos marginales de corto plazo esperados de energía para el SEIN en cada uno de los bloques de demanda.
Adicionalmente, el Modelo SDDP es usado por el COES para la planificación de la operación de mediano plazo por las siguientes razones:
Es una herramienta utilizada por varios países de la región, incluyendo Brasil donde fue desarrollado, en especial por los organismos encargados de la operación de los sistemas eléctricos.
Calcula el “valor agua” almacenada en los embalses, lo cual constituye una información importante para la programación de la operación económica de mediano y corto plazo del SEIN.
Se pueden utilizar modelos estocásticos de caudales que representan las características del sistema hidrológico con la finalidad de considerar las incertidumbres hidrológicas.
Posee un modelo de pronóstico de caudales en base a la metodología de caudales autoregresivos AR(p).
6.2 Revisión del Plan de Transmisión (utiliza el SDDP)
El Artículo 13° de la ley 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, establece las nuevas funciones de interés público del COES, entre ellas, la de elaborar la propuesta del Plan de Transmisión del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas (MEM); así como procurar las mejoras tecnológicas que aseguren el eficiente cumplimiento de sus funciones.
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Por otra parte, el Artículo 21° de la Ley 28832 establece que, cada dos años, Osinergmin deberá verificar que el estudio del COES haya cumplido con las políticas y criterios establecidos por el MEM. Asimismo, establece que el MEM aprueba el Plan de Transmisión con la opinión favorable de Osinergmin.
Al respecto, a partir del año 2009 el COES usa el Modelo SDDP para elaborar los estudios del Plan de Transmisión, el cual cumple con las especificaciones de la Norma “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”, aprobado por la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM-DM.
6.3 Aprobación del Plan de Inversiones de Transmisión (utiliza el SDDP)
Producto de las reformas ejecutadas por la Ley N° 28832, mediante el Artículo 2° del Decreto Supremo N° 027- 2007-EM se modificaron diversos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, entre ellos el Artículo 139°, donde se establecen los criterios con los cuales se calculan las compensaciones y tarifas de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) a que se refieren los Artículos 44° y 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión (SCT) a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832.
Posteriormente, los Decretos Supremos N° 010-2009-EM y N° 021-2009-EM, entre otros aspectos, modificaron y complementaron el Artículo 139° del Reglamento LCE, en lo referente a la determinación del Costo Medio Anual de los SCT, la Liquidación Anual de Ingresos por los servicios prestados a través de los SST y/o SCT remunerados por la demanda, así como la inclusión en el procedimiento de regulación de los SST y SCT de una etapa previa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión.
Como consecuencia de ello, se adecuó la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OD/CD, en la que se estableció la etapa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión y la de determinación de las Tarifas y Compensaciones por el servicio prestado a través de los SST y/o SCT. Dicha Norma establece que las empresas concesionarias de transmisión deben presentar a OSINERGMIN los archivos electrónicos de sustento de sus estudios técnico económicos en formatos MS Word, MS Excel y Autocad.
6.4 Desarrollo de las Interconexiones Internacionales (utiliza el SDDP y NCP)
Osinergmin, como Organismo Regulador del área de electricidad, a través de la GRT, viene participando en el desarrollo e implementación de las interconexiones internacionales de electricidad, en el marco de la Decisión CAN 536 y el Reglamento de Importación y Exportación de la Electricidad (RIEE) del Perú. La Decisión CAN 757, firmado en agosto de 2011, mantiene en suspenso la Decisión 536, con excepción de lo dispuesto en su Artículo 20°, por un plazo de dos años, mientras se adecuen los marcos regulatorios de sus integrantes.
El Artículo 20° de la Decisión CAN 536 establece la creación del Comité Andino de Organismos Normativos y Organismo Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), que tiene como finalidad promover normas que permitan la armonización de las normas vigentes en los países integrantes de la Comunidad Andina. A su vez, el Artículo 31° de la RIEE, establece que
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el Osinergmin debe supervisar y fiscalizar el cumplimiento de estos reglamentos, de los acuerdos y los procedimientos que rigen a los intercambios internacionales, estableciendo las multas en caso de incumplimiento.
Por su parte, el Artículo 14° del Reglamento establece, entre otras, como funciones operativas del COES, la coordinación de la operación de los enlaces internacionales y administración de las TIE, las cuales deben ser supervisadas por OSINERGMIN.
Actualmente, se encuentra en funcionamiento la interconexión de Ecuador con Colombia. El numeral 7.1.3 del “Acuerdo Operativo para las Transacciones Internacionales de Electricidad”, de ambos países, establece que la herramienta a utilizar para los estudios energéticos de interconexión internacional es el programa SDDP (conocido como MPODE en Colombia). Mientras que, para la interconexión de los sistemas eléctricos de Ecuador y Perú, mediante Decreto Supremo N° 011-2012-EM, se aprobó el Reglamento Interno para aplicación de la Decisión CAN 757 con relación al régimen transitorio aplicable a las transacciones internacionales de electricidad entre Ecuador y Perú.
Adicionalmente, en el Acta de la Reunión del Grupo de Desarrollo efectuado el 20 de abril de 2005 en Lima – Perú, donde participaron representantes de Ecuador, Perú y Colombia, en el punto 2 referido al “Manejo de intercambio de información de los planes de expansión entre países del grupo de desarrollo”, se acuerda la utilización del programa SDDP como herramienta para los análisis de expansión.
En este sentido, teniendo en cuenta las funciones que debe realizar el Osinergmin en el marco de las normativas nacionales e internacionales, se consideró necesario la adquisición de los programas SDDP y NCP para llevar a cabo estas funciones.
6.5 Información Georeferenciada de las Instalaciones de Generación y Transmisión del País (utiliza el SDDP y NCP)
Osinergmin tiene diversos encargos de fijación de tarifas de generación, peajes y compensaciones de transmisión del Sistema Principal de Transmisión, Sistema Garantizado de Transmisión, Sistema Secundario de Transmisión y Sistema Complementario de Transmisión.
Además, es su responsabilidad la revisión y aprobación de Plan de Inversiones de los Sistemas Complementarios de Trasmisión, así como del Plan de Transmisión del COES, los cuales identifican el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas en el sistema.
Si bien es cierto, las labores antes descritas y en especial las relacionadas al planeamiento eléctrico, han sido tradicionalmente desarrolladas utilizando principalmente la información de planos, cartas geográficas, hojas Excel y otras herramientas de cálculo desarrolladas para tal fin, esta información no se encuentra aún integrada a la información geográfica lo cual no permite un mayor aprovechamiento.
En relación a la planificación, se debe indicar que la planificación eléctrica afecta básicamente a tres ámbitos: tecnológico, socioeconómico y territorial. Desde el punto de vista tecnológico, los sistemas eléctricos, debido a su enorme importancia y complejidad, generan necesidades específicas de planeamiento que deben abordarse con una visión global e integradora. Desde el punto de vista socioeconómico, la planificación de los sistemas eléctricos es también un elemento muy importante que afecta tanto a los sistemas productivos como a las necesidades o demandas de la población. Por último, en el ámbito territorial se produce
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ocupación del suelo por parte de los elementos de generación, distribución y transporte, así como una explotación de recursos naturales (fuentes de energía).
Asimismo, existe un creciente desarrollo de los sistemas de información georreferenciados (en adelante GIS) que son una herramienta metodológica adecuada para el análisis temporal (dinámica del sistema) y espacial (caracterización según variables descriptivas y explicativas) de información. La razón fundamental para utilizar un GIS es la gestión de información espacial. El sistema permite separar la información en diferentes capas temáticas y las almacena independientemente, permitiendo trabajar con ellas de manera rápida y sencilla, y facilitando al profesional la posibilidad de relacionar la información existente a través de la topología de los objetos, con el fin de generar otra nueva que no podríamos obtener de otra forma. Los mapas desarrollados a través de este tipo de sistemas permiten obtener documentos cartográficos de gran utilidad. Además, las funciones de superposición de distintas capas de información y la consulta condicional permiten trazar la dinámica temporal del proceso de estudio, aspecto fundamental en los análisis de planificación.
7. Justificación
En cumplimiento con la Directiva N° 004-2016-OSCE/CD, a continuación, se sustentan los requisitos que deben cumplirse para proceder a la estandarización.
a. La entidad posee determinado equipamiento o infraestructura pudiendo ser maquinarias, equipos, vehículos u otros bienes, así como ciertos servicios especializados.
El equipamiento pre existente es el Sistema de Planificación de la Operación Energética (SIPOE) de la GRT, descrito en el numeral 4 del presente informe.
b. Los bienes o servicios que se requiere contratar son accesorios o complementarios al equipamiento o infraestructura preexistente
Los software SDDP y NCP de la Empresa PSR INC, son complementarios al citado equipamiento prexistente, toda vez que este, utiliza los referidos software, para poder simular la operación de un sistema hidrotérmico multiembalse considerando restricciones de transmisión, para realizar los cálculos que permiten la Supervisión de la Operación a Corto Plazo o de verificar los resultados de los Planes de Transmisión del COES, así como para realizar el Análisis de las Interconexiones Internacionales con los países de la CAN, debido a que tanto el COES como los países que conforman la CAN, de la que Perú forma parte, utilizan los programas de software SDDP y NCP como modelos de simulación.
c. Los bienes o servicios que se requiere contratar son imprescindibles para garantizar la funcionalidad, operatividad o valor económico del equipamiento o infraestructura preexistente.
Los software SDDP y NCP de la empresa PSR INC, son imprescindibles para garantizar la funcionalidad y operatividad del equipamiento prexistente, porque permite que el Sistema SIPOE pueda simular la operación económica, verificar el equipamiento necesario de los sistemas de transmisión, así como determinar las necesidades de
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ofertas de generación; con lo cual se cautela el pago de una tarifa a mínimos costos.
Es indispensable la estandarización de los software del SDDP y NCP toda vez que, en el supuesto que Osinergmin decidiera reemplazar, dichos software, se perdería la inversión realizada en la adquisición de los referidos software.
Cabe agregar que la no utilización de los mencionados software, trae como consecuencia que Osinergmin, no pueda cumplir con su función de supervisión de la operación planificada y realizada por el COES, así como, se encontraría imposibilitado de verificar los resultados de los Planes de Transmisión que el COES presenta a Osinergmin para su aprobación y posterior remisión al MEM. Adicionalmente, Osinergmin no podría cumplir los acuerdos internacionales de la CAN, en los cuales se ha establecido la obligatoriedad de uso de los software SDD y NCP para el análisis de las interconexiones internacionales con los países de la Comunidad Andina.
8. Vigencia
La presente estandarización deberá tener una vigencia de diez (10) años, contados a partir de la fecha de aprobación.
9. Excepción de vigencia
El plazo de la vigencia culminará siempre que varíen las condiciones que determinaron la estandarización, previo informe sustentado por la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin y el Gerente de Sistemas y Tecnologías de la Información.
10. Conclusiones
Por lo expuesto en los párrafos precedentes, es necesaria la estandarización de los software SDDP y NCP de la Empresa PSR INC.
11. Anexos
Anexo 1: Términos de Referencia
Sin otro particular por el momento, quedo de usted.
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Carlos Ernesto García BellidoGestor de Sistemas
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Héctor David Rabanal Costa Especialista Técnico en Soluciones y Coordinación de TICs
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Amparito Gianina Acevedo FloresGerente de Sistemas y Tecnologías de la Información
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