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Ing. Fernando Ajhuacho L.
1PRESENTACIÓN
INSTITUCIONAL CNDC
PRESENTACIÓN INSTITUCIONAL CNDC
Persona jurídica pública no estatal, sin fines de lucro
COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA
Mediante Artículo 18 de la Ley Nº 1604 Ley de Electricidad
21/12/1994
CREACIÓN
Según Artículo 19 de la Ley Nº 1604 Ley de Electricidad y
Decreto Supremo Nº 29624 “Reglamento de Funciones y
Organización del CNDC” 02/07/2008, modificado por la
disposición final segunda del Decreto Supremo No. 071 de fecha
09 de abril de 2009 y el Decreto Supremo No. 29894 del Estado
Plurinacional de Bolivia.
FUNCIONES
PRESENTACIÓN INSTITUCIONAL CNDC
Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas
•Otorgar títulos habilitantes.•Regular, controlar y fiscalizar• Fijar y aprobar tarifas•Proponer normas técnicas
•Operación•Administración•Planificación
•Proponer normas y reglamentos de carácter general.•Planificar el desarrollo integral del sector energético•Definir las directrices de planificación del sector en el mediano y largo plazo• Desarrollar estrategias para el cumplimiento de la política energética•Electrificación Rural• Supervisar el funcionamiento del CNDC.
Empresas de
Generación
Empresas de
Transmisión
Empresas de
Distribución
Consumidores
No Regulados
Autoridad de Fiscalización y
Control Social de Electricidad
Sistemas
Aislados
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)
SECTOR
ELÉCTRICO
PRESENTACIÓN INSTITUCIONAL CNDC
COMPOSICIÓN ORGÁNICA
PRESENTACIÓN INSTITUCIONAL CNDC
PRINCIPALES FUNCIONES DEFINIDAS EN LA LEY
Necesidad
•La Energía Eléctrica:
•No es almacenable
•Fluye por un sistema eléctrico definido
Objetivo
•Garantizar la seguridad del Suministro
•Coordinar la producción y el transporte
•Gestión técnica del Sistema
Tareas
•Hacer previsiones
•Gestionar restricciones
•Mantener la Generación = Demanda cada instante
Operador del Sistema Interconectado Nacional
Necesidad
•Los diferentes Agentes de Mercado deben actuar de manera Coordinada no pueden actuar independientemente.
Objetivo
•Coordinar la operación de las empresas
•Gestionar económicamente el Sistema
Tareas
•Determinar los intercambios de energía y potencia entre Agentes
•Determinar el balance valorado
Administrador del (MEM)
Necesidad
•Diseño prospectivo con alto sentido de anticipación y construcción de futuro, en el marco de las políticas energéticas nacionales.
Objetivo
•Planificar la expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) bajo las directrices del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en coordinación con ENDE.
Tareas
•Planes de Expansión del SIN.
• Identificación y evaluación de necesidades a mediano y largo plazo en el Sistema.
Funciones de Planificación
2PRINCIPIOS DE LA
PLANIFICACIÓN CNDC
PRINCIPIOS DE LA PLANIFICACIÓN CNDC
NUESTRA MISIÓN
NUESTRA VISIÓN
VALORES
Trabajo en equipo
Vocación de servicio
Adaptación al cambio
Igualdad
Dignidad
Inclusión
Solidaridad
PRINCIPIOS
Equidad
Imparcialidad
Transparencia
Confidencialidad
Responsabilidad
Honestidad
Integridad
Lealtad
“….Entidad responsable de:
Coordinación y Supervisión de la Operación del SIN,
Administración del Sector Eléctrico Boliviano
Participación con ENDE en la Planificación de la Expansión del SIN,
Con criterios de:
calidad, transparencia, eficiencia, continuidad, adaptabilidad y
neutralidad, buscando el desarrollo y sostenibilidad de la industria
eléctrica y promoviendo las condiciones para el acceso universal al
servicio de energía eléctrica”.
“Mejorar los niveles de seguridad, confiabilidad y costo mínimo en la
Operación del SIN
Promover la incorporación del uso de energías renovables y las
condiciones para universalizar el acceso al servicio de energía
eléctrica en el país.
Coadyuvar en la integración energética internacional.
Fomentar integralmente el conocimiento y talento humano,
promoviendo el desarrollo de competencias y la aplicación efectiva
de nuevas tecnologías”.
3 PLAN ESTRATÉGICO
PLAN ESTRATÉGICO
El personal se ha capacitado en temas de Programación y Modelación de
estudios de la demanda.
Participación en el Seminario ENERCON Wind Turbine Grid Connection
Aspects para la planificación, mercados eléctricos, proyectos ERNC 1.
Se determinó un procedimiento para la elaboración de las especificaciones de
alcance y metodología, para la sistematización de la demanda y su aplicación
en modelos de simulación.
Trabajo continuo y coordinado con ENDE para el Relevamiento de proyectos
de generación de pequeña y gran escala.
Relevamiento de:
• Información de SETAR sobre el subsistema de distribución.
• Información de los Sistemas Aislados de CRE.
Participación en la articulación de normas de integración eléctrica regional y/o
con países vecinos.
Gerencia Planificación
Trabajos en coordinación con el MHE:
• “Evaluación Financiera del Proyecto Geotérmico Laguna Colorada 100
MW”. CNDC-0515-16.
• “Análisis Técnico de la conexión al SIN de la central de generación solar
en Uyuni”. CNDC-0612-16.
• “Análisis Técnico de la conexión al SIN de la central de generación solar
en Tarija”. CNDC-0695-16.
• “Análisis de la Incorporación de energías alternativas en el SIN informados
en el PDES al 2020”. CNDC-0748-16.
PLAN ESTRATÉGICO
Dar continuidad y disponibilidad del sistema SCADA, según Adenda al
Contrato de Alquiler con ENDE TRANSMISIÓN, para la operación y
supervisión del SIN.
Gerencia Operaciones
Gerencia Administración
Programa de Capacitación Interna del Personal en el manejo del
DIGSILENT.
PLAN ESTRATÉGICO
Unidad Asesoría Legal
Actualización y sistematización de la información legal.
Participación activa en las reuniones del Sector Eléctrico.
Unidad Procesos y Tecnologías Automatización de los procesos de las áreas.
Mediante resultado favorable de auditoría
externa, se mantiene la
Certificación ISO 9001:2008.
4 PLAN OPERATIVO
Elaboración y entrega de los siguientes informes:
• Estadística de desempeño semestral del SIN
• Estudios Eléctricos de la Programación de Mediano Plazo
Mantener actualizada la base de datos de componentes del SIN.
Presentación de informes de Cumplimiento a la Norma Operativa Nº 30 (1 informe),
Norma Operativa Nº 11 (18 informes) y Evaluación Económica (1 Informe).
PLAN OPERATIVO
Gerencia Planificación
Gerencia Operaciones
Elaboración y entrega de:
• Programa de Mantenimiento Diario, Semanal y Mensual.
• Programa Óptimo de Generación Semanal
• Predespacho Diario.
• Base de Datos de Postdespacho.
• Informe de Falla Preliminar y Final.
La desviación entre operación real y el predespacho, se mantuvo por debajo de los
valores meta máximos.
Asignación de costos y unidad marginal de acuerdo a las Normas Operativas Nº 3 y 4.
Se cumplieron las Condiciones Mínimas de Desempeño.
Ante la ocurrencia de fallas se restituyó el sistema en forma segura y
confiable.
Se emitieron:• Informe Mensual del Comportamiento Eléctrico del Sistema
• Informe Semestral del Comportamiento del EDAC
• Informe de Análisis de Falla
• Análisis de Simulación de Contingencias Diaria
Se supervisó el ingreso al SIN de:• 5 líneas nuevas de transmisión,
• 3 subestaciones nuevas y
• 9 ampliaciones y mejoras de subestaciones.
Se realizaron estudios de coordinación de protecciones para el
ingreso de nuevas instalaciones.
Se realizaron análisis de contingencias para determinar el
comportamiento del sistema ante la posible ocurrencia de fallas y las
acciones operativas a ser tomadas.
PLAN OPERATIVO
Se emitieron los informes de:• Transacciones Diarias
• Transacciones Económicas
• Funcionamiento del SMEC
• Estadística mensual
• Mediano Plazo
• Precios de Nodo
• Estacional
Se publicó:
• Resultados correspondientes a la desviación entre la operación real y
la programada.
• Reprogramación de la operación mensual.
• Se garantizó que la información existente en el sitio WEB sea
accesible.
PLAN OPERATIVO
Gerencia Administración
5IMPACTO
ECONÓMICO Y SOCIAL
IMPACTO ECONÓMICO Y SOCIAL
Atender la demanda horaria en forma segura, confiable y a mínimo costo.
Asegurar que las instalaciones del SIN permita alcanzar las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad,
aprobadas por la (AE).
El uso óptimo de los recursos energéticos para la generación de energía, considerando la red
de transmisión y los precios de la oferta eléctrica.
Promover el desarrollo eficiente y sostenible de la industria eléctrica nacional, donde los Agentes del MEM realicen transacciones de compra - venta y operen con los derechos y obligaciones dentro el
marco normativo del país.
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2000-2005
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2005-2010
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2010-2015
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2015-2020
IMPACTO ECONÓMICO Y SOCIAL
1.498,8 1.498,8 1.498,8 1.572,0 1.572,0 1.572,0 1.572,0
2.174,5 2.174,32.399,9 2.399,9 2.504,3
2.901,9 2.901,9 2.901,93.162,8
3.440,3
4.088,8
4.997,4
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Total km Línea en 230 kV Total km Línea en 115 KV Total km Línea en 69 KV Total km Línea
687,0 705,3 722,5
879,5
961,5924,1
975,8 980,61.035,7 1.037,7
1.070,7
1.151,7 1.162,3 1.164,9
1.258,11.309,8
1.384,81.422,8
1.614,7
1.831,0 1,849
544,6583,7
622,7 644,3 644,9 646,8674,3 684,1 704,8
759,1813,1
895,4 898,7939,4
1.009,4
1.067,41.109,0
1.201,8
1.298,2
1.370,0
1.459,5
400500600700800900
1.0001.1001.2001.3001.4001.5001.6001.7001.8001.900
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Oferta Demanda
Longitud de Líneas de Transmisión (Km)
Evolución Demanda – Oferta Potencia (MW)
6PRESUPUESTO
DEL CNDC
USO DE RECURSOS
Funciones establecidas en el marco legal vigente,
Persona jurídica pública no estatal, sin fines de lucro,
No ejecuta inversión pública y por lo tanto los recursos de los que
dispone, son utilizados totalmente para cubrir sus gastos de
funcionamiento operativo.
FUENTE DE RECURSOS
D.S. 29624 Reglamento de Funciones y Organización del CNDC,
Art. 21 Punto I b) de 02 de julio de 2008:
“…dicho presupuesto no podrá exceder el dos por ciento (2%) del monto
resultante de valorizar la potencia firme y la energía neta total inyectada
por los generadores al SIN en el año anterior al de aplicación del
presupuesto por sus respectivos precios correspondientes al mes de
mayo del año anterior al que corresponde el Presupuesto.”
PRESUPUESTO DEL CNDC
PRESUPUESTO DEL CNDC
De acuerdo con el POA de la gestión se prevé una mayor ejecución en el segundo semestre.
El Presupuesto para la gestión 2016 fue aprobado mediante
resolución N° 355/2015-2 de fecha 4 de diciembre del 2015, por
un monto total de Bs 40.929.562,9.-
Gracias por su atención
PRESENTACIÓN INSTITUCIONAL CNDC
COMPOSICIÓN ORGÁNICA
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PRESENTACIÓN INSTITUCIONAL CNDC
FUNCIONES OPERATIVAS
• Proyectar la Demanda de Largo Plazo
• Participar en la Planificación de la Expansión del
SIN de acuerdo a la coordinación, requerimiento
y lineamientos de ENDE y el MHE
• Programar la Operación de SIN a Mediano Plazo
• Elaborar la Programación Estacional
• Efectuar Estudios Eléctricos de la Programación
de Mediano Plazo
• Programar la Operación de Corto Plazo
• Analizar el Comportamiento Eléctrico Previsto del
SIN
• Operar el SIN en Tiempo Real
• Elaborar las Transacciones Económicas.
• Habilitar Agentes en el MEM
• Supervisar la puesta en servicio de Nuevas
Instalaciones Incorporadas al SIN
• Revisar y verificar Equipos de Medición del
SMEC
• Supervisar, validar y efectuar Registros Diarios
del SMEC
• Analizar el Comportamiento Eléctrico Real del
SIN
• Presentar Resultados de la Operación
(Estadística Mensual y Anual)
• Elaborar Estadística de Desempeño del SIN
• Determinar Índices de Calidad de Transmisión
• Difundir Información y Resultados: www.cndc.bo
• Elaborar y Revisar Normas Operativas
• Mantener la Base de Datos Eléctricos de
Componentes del SIN
• Capacitar y Habilitar Operadores del CNDC y de
los Agentes
• Validar Modelos Matemáticos de Unidades
Generadoras
• Impartir Capacitaciones
• Participar en actividades importantes del Sector
Eléctrico
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En el primer semestre, se supervisó el ingreso al SIN dé los siguientes proyectos
con resoluciones emitidas por el Comité de Representantes del CNDC:
5 Proyectos de Líneas:
1. Línea de Subtransmisión Aranjuez-Laguna 69 kV
2. Línea de Transmisión Chaco – Tarija 230 kV Segunda Terna
3. Línea de Transmisión Palca – Mazocruz 230 kV
4. Línea de Transmisión Yucumo – San Buenaventura 115 kV
5. Línea de Subtransmisión Socomani – Vinto 69 kV
3 proyectos de subestaciones:
1. Subestación Laguna 69/10.5 kV
2. Subestación Padilla 115/24.9 kV
3. Subestación Socomani 69/6.6 kV
9 proyectos de ampliaciones y mejoras:
1. Reemplazo Transformador 6 MVA en Subestación Tupiza
2. Parque Eólico Qollpana Fase II – Etapa 1 (Transformador de Potencia)
3. Interconexión Complementaria de Tarija al SIN en la Subestación Tarija – Montesud en
Alta Tensión
4. Bahía de Línea 69kV Aranjuez
5. Ampliación Subestación Cosmos 3ra Etapa
6. Ampliación y Mejoras de Subestación Viacha Pueblo
7. Ampliación y Mejoras Subestación Achacachi 69 kV
8. Transformador No. 2 en Subestación Velarde II 115 kV
9. Seguridad Energética La Paz, subestación Av. Arce, líneas Catacora-Av. Arce-Rosassani
115 kV y Av. Arce-Cumbre 115 kV (Resolución Enero 2016)
PLAN OPERATIVOVOLVER