PLANEAMIENTO OPERATIVO I SEMESTRE DE 2014 Centro Nacional de Despacho Reunión Mensual de Operaciones Panamá, 28 de enero de

2 INFORME DE PLANEAMIENTO OPERATIVO I SEMESTRE DE 2014 Premisas Utilizadas Resultados Conclusiones

PREMISAS UTILIZADAS 3 Criterios de Confiabilidad y Seguridad para el abastecimiento de la demanda Pronóstico de la demanda correspondiente al periodo de dos (2) años. Parque de Generación Existente Potencia Mínima Requerida Energía Reserva Fría Índices VERE y VEREC Criterio de Mínimo Costo Racionamiento de Energía

PREMISAS UTILIZADAS 4 Costos de combustibles Indisponibilidad por Salida Forzada (ICP) Indisponibilidad Histórica (IH) Programa de Acciones de Generación Programa de mantenimientos preventivos Programa de Acciones de Transmisión Hidrología

PREMISAS UTILIZADAS etapas semanales, a partir de semana 01 del año 2014 Horizonte del planeamiento operativo Niveles iniciales para la semana 01  msnm en Bayano.  msnm en Fortuna Programa de Mantenimiento Preventivo de las unidades generadoras Proyección de demanda del Informe Indicativo de Demanda  msnm en Changuinola I

6 PREMISAS UTILIZADAS Sistema actual de Generación 2 diciembre de 2013.

7 Capacidad adicional ofertada Oferta del Autogenerador ACP CUSPT = 3.49 $/MWh PREMISAS UTILIZADAS

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9

10 PREMISAS UTILIZADAS

11 Programa de Acciones de Generación

PREMISAS UTILIZADAS 12 Programa de Acciones de Transmisión

13 RESULTADOS Reserva de Potencia 2014 Análisis de Potencia 2014MW Reserva Rodante Requerida Promedio71.92 Capacidad Disponible Promedio2, Reserva Requerida Promedio Reserva Disponible Promedio Demanda Máxima1, Capacidad Disponible Máxima2,332.70

14 RESULTADOS Participación porcentual de cada central y oferta para abastecer la demanda de energía estimada.

15 Comportamiento del Nivel Final de Fortuna RESULTADOS

16 RESULTADOS Comportamiento del Nivel Final de Bayano

17 RESULTADOS Comportamiento del Nivel Final de Chan I

RESULTADOS 18 Energía Almacenada en Fortuna y Changuinola I (2014) FORTUNA Energía Alm. (GWh)Semana 2014 máximo / mínimo / máximo / mínimo /2015

RESULTADOS 19 Energía Almacenada en Bayano (2014) BAYANO Energía Alm. (GWh)Semana 2014 máximo / mínimo / máximo / mínimo /2015

20 Costo Marginal de la Demanda Promedio RESULTADOS

DÉFICIT 21 Comportamiento del Déficit Promedio por Bloque para el Primer Semestre de 2014.

PROBABILIDAD DE VERTIMIENTO 22 Comportamiento de la Probabilidad de Vertimiento Promedio para el Segundo Semestre de 2014.

23 RESULTADOS Valor Esperado de Racionamiento de Energía, VERE 1.5%: Es el porcentaje promedio de la demanda que se raciona en un periodo determinado (semana). El promedio se toma con respecto a las hidrologías que se simulan.

24 RESULTADOS Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado, VEREC_5%: Se toma el 5% de las series hidrológicas (50 series) más secas, el racionamiento promedio de estos 3 escenarios no puede ser mayor del 2% de la demanda.

25 CONCLUSIONES El estudio muestra probabilidades de racionamiento que exceden el 5% de las series hidrológicas sintéticas evaluadas (indicado como límite). La capacidad máxima del plantel de generación nacional (2, MW) se ve disminuida hasta un 19.86% (1, MW), producto de los ICP de las diferentes plantas, principalmente las centrales termoeléctricas. Se observa que para este plantel existente la potencia máxima demostrada de 2, MW (7.32% menos de la capacidad máxima instalada en el país). Se estima que para el año 2014 el 61.06% del total de la generación será producida por las centrales hidroeléctricas, mientras que el 32.57% por las centrales termoeléctricas y el 4.40% por la ACP, 1.94% por las centrales eólicas y 0.02% por la planta solar.

26 CONCLUSIONES Se estima que para 2015, 73.18% de la generación total será aportada por las centrales hidroeléctricas, un 19.08% por las centrales térmicas, 2.08% por la ACP, 5.63% por las centrales eólicas y 0.03% por la central solar. En lo que respecta a las adiciones en el parque de generación nacional para ambos estudios, se prevé la entrada de los proyectos hidroeléctricos Bugaba, San Lorenzo, Pando, Monte Lirio, San Andrés, La Huaca, El Alto, Bonyic, Bajo Frío, Barro Blanco, Los Planetas II, Tabasará II, Burica, La Palma, Las Cruces, Cañazas, San Bartolo, Tizingal y Chuspa, las unidades térmicas de Miraflores G9, Miraflores G10, Miraflores G11 y Miraflores G12, el Proyecto Solar Sarigua y los proyectos eólicos Rosa de los Vientos, Marañón, Nuevo Chagres y Portobello. Estas adiciones en el parque de generación representan MW en 2014, MW en 2015 y MW en 2016.

27 CONCLUSIONES La proyección de los costos marginales del sistema está relacionada con el precio de los combustibles, la reserva de generación disponible en el SIN y la disponibilidad del recurso hidráulico, por lo que si se diese una disminución o incremento en el precio de los combustibles, estos impactarán sensiblemente sobre los costos marginales. Así mismo, una afectación en la disponibilidad de las unidades del plantel de generación o el atraso en el inicio de operaciones de un proyecto tiene su impacto en el comportamiento de los costos marginales, así como en otras variables que inciden en la operación del sistema.

28 GRACIAS POR SU ATENCIÓN