estm_cndc0213

COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA

REVISTA MENSUAL DE LOS RESULTADOS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) Y DEL MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM)

FEBRERO DE 2013


INDICE

1. RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL MEM

2. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA

3. DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA PREVISTA Y REAL

4. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA

5. CURVA DE CARGA PARA LA DEMANDA MÁXIMA

6. CURVA DE CARGA PROMEDIO

7. CAPACIDAD DE GENERACIÓN EN EL SIN

8. GENERACIÓN BRUTA EN EL SIN

9. INYECCIONES DE ENERGÍA EN EL MEM

10. RETIROS DE ENERGÍA EN EL MEM

11. EVOLUCIÓN DE RETIROS DE ENERGÍA EN EL MEM

12. FACTOR DE PLANTA/CARGA EN NODOS DEL STI

13. CAUDALES PREVISTOS Y REALES

14. EVOLUCIÓN DE LOS EMBALSES

15. FALLAS EN EL SISTEMA Y ENERGÍA NO SERVIDA

16. INDISPONIBILIDAD POR FALLAS

17. INDISPONIBILIDAD DE INSTALACIONES

18. PRECIOS DE GAS NATURAL

19. DESPACHO DE CARGA PROGRAMADO Y REALIZADO

20. COSTOS MARGINALES DE GENERACIÓN

21. UNIDAD MARGINAL, COSTO MARGINAL PROMEDIO Y FRECUENCIA DE MARGINALIDAD

22. COSTOS VARIABLES PROMEDIOS MENSUALES

23. COSTOS MARGINALES EN NODOS DE CONSUMO

24. EVOLUCIÓN DE COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA EN NODOS DE CONSUMO

25. PRECIOS MONÓMICOS

26. TRANSACCIONES ECONÓMICAS EN EL MEM

27. CARGO POR INYECCIONES EN EL MEM

28. CARGO POR RETIROS EN EL MEM

29. FACTOR DE NODO MENSUAL

30. EVOLUCIÓN DEL FONDO DE ESTABILIZACIÓN

31. NOVEDADES Y EVENTOS DESTACABLES


1. RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL MEM – FEBRERO DE 2013

La demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) creció, hasta el presente mes, con una tasa anual de 4.7 % en energía y 6.0 % en potencia.

La capacidad de generación en este mes fue de 1,394.10 MW.

La demanda máxima del mes fue de 1,122.64 MW, el día 28 a horas 20:00

La demanda máxima registrada en los últimos 12 meses fue de 1,127.71 MW.

El costo marginal en nodos de consumos, incluyendo el costo de la energía forzada, fue de 15.21 US$/MWh(sin IVA).

El precio monómico a los consumidores fue de 40.03 US$/MWh (sin IVA).

La producción bruta en centrales de generación se distribuyó en: hidroeléctrica 46.61 % y termoeléctrica 53.39 %

El caudal promedio del embalse Corani fue de 24.51 m³/s, que corresponde a una probabilidad de excedencia del 25.82 %.

La disponibilidad del parque generador hidráulico fue de 97.35 % y en el parque termoeléctrico de 85.49 %.

El costo marginal de generación fue de 14.96 US$/MWh (sin IVA).


2. DEMANDA DE ENERGIA Y POTENCIA - FEBRERO DE 2013

AGENTE A Previsto

GWh MW max Febrero 2013 para 2013

(% Anual) (% Anual)

CRE 205.0 464.4 9.1 5.4 11.7 ELECTROPAZ 118.2 273.4 1.8 3.2 2.4 ELFEC 81.0 184.1 1.7 4.5 7.7 ELFEO 30.6 69.2 2.0 5.8 5.8 CESSA 18.2 41.1 5.8 5.4 9.2 SEPSA 31.8 67.2 4.8 7.3 22.6 ENDE 8.3 18.5 24.0 23.7 5.7 NO REGULADOS 33.4 63.7 (5.0) (2.0) 19.2

TOTAL SIN 526.5 1,122.64 (*) 4.7 4.5 9.6 (*) Máxima coincidental

El consumo de energía del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Febrero de 2013 fue de 526,527,834 kWh con una demanda máxima de 1,122.644 kW.

Las tasas de crecimiento del período anual que termina en este mes son 4.5 % en energía y 5.7 % en potencia máxima.

El consumo de energía registrado en Febrero fue 1.7 % menor al previsto en la programación del semestre, mientras que la demanda máxima registrada fue 1.4 % menor a la prevista para este mes.

Las variaciones de la demanda, respecto al mismo mes del año anterior, fueron 4.7 % en energía y 6.0 % en potencia máxima.

Mismo mesaño anterior

(%)

FEBRERO DE 2013 INCREMENTO EN ENERGIA


3. DEMANDA DE ENERGIA Y POTENCIA PREVISTA Y REAL A FEBRERO DE 2013

Demanda de Energía Prevista y Real:

Demanda de Potencia Prevista y Real:

Nota.- Se presenta el ajuste de la demanda prevista de potencia y energía, considerando la actualización de los valores informados del Programa de Eficiencia Energética (PEE). Asimismo, hasta el ingreso de la línea Punutuma - Tarija, no considera la demanda total prevista de Tarija y Camargo; posteriormente al ingreso de dicha línea, se considera la limitación en la transferencia de potencia de la misma. A partir del 15/02/2013 se considera la demanda de la localidad de Las Carreras, abastecida desde el nodo PUN230.

480

500

520

540

560

580

600

620

640

Nov 12 Dic Ene 13 Feb Mar Abr

GWh

Previsto Real Previsto (con ajuste)

1000 1020 1040 1060 1080 1100 1120 1140 1160 1180 1200


MW

Previsto Real Previsto (con ajuste)


4. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE ENERGIA Y POTENCIA A FEBRERO DE 2013

Mar 12 Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb GWh 564.3 534.5 541.6 506.9 538.3 558.6 562.1 594.6 566.6 578.8 595.0 526.5 MW máx 1065.7 1062.6 1045.9 1027.9 1052.5 1078.4 1103.1 1098.5 1101.5 1109.0 1127.7 1122.6

1010

1020

1030

1040

1050

1060

1070

1080

1090

1100

1110

1120

1130

490

500

510

520

530

540

550

560

570

580

590

600

610

Máx MW GWh DEMANDA DE LOS ULTIMOS 12 MESES


5. CURVA DE CARGA PARA LA DEMANDA MAXIMA DEL MES - FEBRERO DE 2013

FECHAHORA 20:00MAXIMA 1,122.64 MW

HORA MW HORA MW00:15 726.18 12:15 905.6600:30 703.04 12:30 891.4800:45 688.61 12:45 883.2501:00 674.38 13:00 881.9201:15 653.89 13:15 889.0701:30 635.65 13:30 902.5601:45 622.94 13:45 914.1402:00 607.87 14:00 916.7102:15 600.43 14:15 927.9402:30 592.80 14:30 947.4702:45 588.22 14:45 962.6803:00 584.84 15:00 973.4603:15 580.51 15:15 978.4303:30 578.06 15:30 980.2003:45 573.12 15:45 979.5904:00 569.31 16:00 972.7904:15 568.08 16:15 966.4704:30 568.80 16:30 966.1704:45 570.11 16:45 966.7905:00 572.11 17:00 968.2505:15 578.20 17:15 967.9305:30 586.71 17:30 962.0705:45 596.25 17:45 957.2206:00 610.71 18:00 950.8406:15 627.04 18:15 942.7106:30 650.01 18:30 944.6706:45 690.15 18:45 966.4207:00 727.69 19:00 1022.3007:15 758.53 19:15 1081.4607:30 775.77 19:30 1113.2007:45 782.41 19:45 1119.7408:00 788.06 20:00 1122.6408:15 799.48 20:15 1120.3308:30 825.93 20:30 1119.2108:45 848.47 20:45 1111.5309:00 867.51 21:00 1096.6009:15 876.34 21:15 1079.3109:30 886.52 21:30 1068.8809:45 892.11 21:45 1051.6010:00 900.88 22:00 1029.8910:15 901.76 22:15 1003.4710:30 899.45 22:30 975.2410:45 907.11 22:45 948.0811:00 917.54 23:00 920.1311:15 925.96 23:15 887.0111:30 933.60 23:30 851.7611:45 936.44 23:45 822.8112:00 933.53 24:00 792.88

Jueves 28 de Febrero de 2013

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1,000

1,050

1,100

1,150

00:15 20:00 24:00

MW

Horas

1,122.64


6. CURVA DE CARGA PROMEDIO DEL MES FEBRERO DE 2013

HORA MW HORA MW00:15 721.42 12:15 824.3800:30 701.06 12:30 811.8400:45 682.79 12:45 803.3201:00 667.01 13:00 800.9001:15 653.56 13:15 803.0701:30 642.44 13:30 809.2601:45 632.50 13:45 814.7402:00 624.51 14:00 820.4202:15 616.76 14:15 827.4602:30 609.78 14:30 838.2302:45 604.60 14:45 849.0403:00 599.61 15:00 855.3203:15 595.03 15:15 857.7803:30 592.19 15:30 859.4603:45 589.05 15:45 860.8304:00 586.50 16:00 858.5204:15 584.43 16:15 854.4204:30 583.73 16:30 853.1804:45 583.73 16:45 851.8005:00 584.11 17:00 851.0405:15 586.93 17:15 847.9905:30 590.81 17:30 845.1005:45 596.54 17:45 840.1806:00 603.40 18:00 836.5306:15 609.54 18:15 831.6906:30 617.48 18:30 834.2606:45 632.18 18:45 846.1507:00 654.21 19:00 882.4607:15 675.37 19:15 943.0807:30 693.52 19:30 990.2307:45 701.89 19:45 1014.9408:00 710.75 20:00 1022.9108:15 727.36 20:15 1024.0708:30 749.61 20:30 1023.7208:45 768.44 20:45 1017.8009:00 783.72 21:00 1010.2309:15 796.19 21:15 1001.8709:30 807.45 21:30 989.9009:45 815.65 21:45 972.5210:00 821.40 22:00 951.7010:15 824.99 22:15 928.3610:30 828.68 22:30 903.1410:45 832.95 22:45 877.3011:00 836.75 23:00 850.6111:15 840.60 23:15 822.1011:30 845.72 23:30 793.8611:45 847.75 23:45 769.3112:00 843.39 24:00 743.15

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1,000

1,050

1,100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas


7. CAPACIDAD DE GENERACION EN EL SIN A TEMPERATURA MÁXIMA - FEBRERO DE 2013

EMPRESA CENTRAL O SISTEMA

TIPO CAPACIDAD MW

CAPACIDAD MW

Compañía Boliviana de Energía Eléctrica Zongo Hidro 188.04 227.27Miguillas Hidro 21.11Kenko Térmico 18.12

Hidroeléctrica Boliviana S.A. Taquesi Hidro 89.27 89.27Empresa Eléctrica Corani S.A. Corani Hidro 57.62 148.73

Santa Isabel Hidro 91.11Empresa Río Eléctrico S.A. Yura Hidro 19.04 19.04Sociedad Industrial Energética y Comercial Andina Kanata Hidro 7.54 7.54Servicios de Desarrollo de Bolivia S.A. Quehata Hidro 1.96 1.96Empresa Eléctrica Guaracachi S.A. Guaracachi Térmico 362.72 412.43

Aranjuez Térmico 35.90Karachipampa Térmico 13.81

Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. Valle Hermoso Térmico 110.63 253.42Carrasco Térmico 126.07El Alto Térmico 16.72

Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A. Bulo Bulo Térmico 88.92 88.92Guabirá Energía S.A. Guabirá Térmico 21.00 21.00Ende Andina S.A.M. Entre Rios Térmico 100.20 100.20Empresa Nacional de Electricidad (Ende Gen.) Moxos Térmico 24.33 24.33

Trinidad Térmico 0.00

TOTAL (*) 1,394.10 1,394.10

Capacidad disponible en el mes:

DESCRIPCION MWCapacidad en bornes de generación 1,394.10Consumo propio y pérdidas 35.52Indisponibilidad promedio en el mes 151.07Capacidad disponible promedio en el mes 1,207.50(*) Incluye la capacidad de las unidades remuneradas por Reserva Fría


8. GENERACION BRUTA EN EL SIN - FEBRERO DE 2013

EMPRESA CENTRAL O SISTEMA

FEB - 2013 MWh

AÑO 2013 MWh

12 Meses MWh

COBEE Zongo 105,276 223,305 961,203COBEE Miguillas 9,661 20,864 113,086CORANI Santa Isabel 47,414 100,540 527,517CORANI Corani 30,457 63,689 355,634ERESA Yura 7,547 14,336 78,656HB Taquesi 53,435 110,386 354,148SYNERGIA Kanata 3,423 4,931 21,492SDB Quehata 197 395 6,796SUBTOTAL HIDRO 257,412 538,444 2,418,531

EGSA Guaracachi 125,697 266,632 1,626,476EGSA Santa Cruz 2,735 6,649 117,658EGSA Aranjuez - TG 7,789 17,638 113,735EGSA Karachipampa 7,372 8,238 53,421EGSA Aranjuez - MG 3,517 8,081 58,502EGSA Aranjuez - DF 605 2,151 14,646CECBB Bulo Bulo 25,890 54,637 363,268VHE Carrasco 39,922 91,527 741,520VHE Valle Hermoso 22,668 48,786 443,055VHE C. El Alto 6,075 12,928 70,739COBEE Kenko 814 2,250 93,835GBE Guabirá 0 0 64,494ENDE ANDINA Entre Rios 46,782 108,448 752,260ENDE GEN. Moxos 4,989 10,755 75,303ENDE GEN. Trinidad 0 0 442SUBTOTAL TERMO 294,854 638,718 4,589,356Mas : Generación San Ignacio de Moxos (Local) 0 1 193 Generación San Borja (Local) 0 0 0 Generación Yucumo (Local) 0 0 1Menos : Consumos San Ignacio de Moxos (Local) 0 (1) (193) Consumos San Borja (Local) 0 0 0 Consumos Yucumo (Local) 0 0 (1)

GENERACION TOTAL 552,265 1,177,163 7,007,887


8.1 RESUMEN DE GENERACION BRUTA EN EL SIN - FEBRERO DE 2013

RESUMEN POR TIPO DE GENERACION

TIPO FEB - 2013 MWh

AÑO 2013 MWh

12 Meses MWh

Hidroeléctrica 257,412 538,444 2,418,531Turbinas a gas 285,743 617,732 4,375,969

Motores a gas 3,517 8,081 58,502

Dual Fuel 605 2,151 14,646Turbinas a vapor 0 0 64,494Motores a diesel 4,989 10,755 75,745Mas : Generación San Ignacio de Moxos (Local) 0 1 193 Generación San Borja (Local) 0 0 0 Generación Yucumo (Local) 0 0 1Menos : Consumos San Ignacio de Moxos (Local) 0 (1) (193) Consumos San Borja (Local) 0 0 0 Consumos Yucumo (Local) 0 0 (1)TOTAL 552,265 1,177,163 7,007,887

RESUMEN POR AREA

AREA FEB - 2013 MWh

AÑO 2013 MWh

12 Meses MWh

Norte 165,600 348,868 1,479,924Oriental 128,431 273,281 1,808,629

Central 226,416 493,815 3,324,629

Sur 26,830 50,443 318,961Trinidad 4,989 10,755 75,745Mas : Generación San Ignacio de Moxos (Local) 0 1 193 Generación San Borja (Local) 0 0 0 Generación Yucumo (Local) 0 0 1Menos : Consumos San Ignacio de Moxos (Local) 0 (1) (193) Consumos San Borja (Local) 0 0 0 Consumos Yucumo (Local) 0 0 (1)TOTAL 552,265 1,177,163 7,007,887


9. INYECCIONES DE ENERGIA EN EL MEM - FEBRERO DE 2013

Termo 286,271 53.4%Hidro 249,832 46.6%TOTAL SIN 536,102CENTRAL/SISTEMA NODO MWh MW.Máx. MW.Coinc.

Zongo KEN 89,566 162.25 144.25Kenko KEN 762 18.00 17.44Tap Chuquiaguillo TCH 10,301 32.02 15.04Miguillas VIN 9,292 19.77 19.03Taquesi CHS 52,181 86.73 83.05Corani COR 30,392 53.72 53.46Santa Isabel SIS 47,371 90.00 87.96Yura PUN 7,221 16.39 15.51Kanata ARO 3,321 7.09 6.74Guaracachi GCH 122,141 281.24 273.24Santa Cruz GCH 2,154 38.48 36.62Aranjuez ARJ 11,904 27.51 18.68Karachipampa KAR 7,313 14.08 13.21Carrasco CAR 39,831 125.33 119.69Valle Hermoso VHE 20,264 103.28 101.53El Alto KEN 6,061 17.31 16.56Bulo Bulo CAR 24,924 41.17 39.74Guabirá ARB 0 0.00 0.00Quehata VIN 187 1.86 1.76Entre Rios CAR 46,117 100.53 70.53Moxos TRI 4,803 16.66 6.69Trinidad TRI (4) 0.00 (0.00)

TOTAL INYECCIONES 536,102 1140.74

9.1 INYECCIONES POR EMPRESAS

EMPRESA FEB 2013 MWh

2013 MWh

12 MesesMWh

COBEE 109,921 233,909 1,111,088HB 52,181 107,724 344,302CORANI 77,763 163,998 883,503ERESA 7,221 13,702 74,857SYNERGIA 3,321 4,783 20,788EGSA 143,512 299,806 1,905,256VHE 66,157 148,249 1,227,498CECBB 24,924 52,581 351,226GBE 0 0 63,268SDB 187 375 6,497ENDE ANDINA 46,117 106,909 746,042ENDE GEN. 4,799 10,361 72,824

TOTAL 536,102 1,142,399 6,807,148


10. RETIROS DE ENERGIA EN EL MEM - FEBRERO DE 2013

AGENTE NODO MWh MW.Máx. MW.Coinc.

CRE GCH 159,499 360.82 351.27CRE URU 26,006 106.69 27.94CRE ARB 19,484 42.18 41.12ELECTROPAZ KEN 93,638 216.76 216.37ELECTROPAZ COT 7,720 17.73 17.49ELECTROPAZ BLG 9,403 22.17 21.06ELECTROPAZ TBA 0 0.00 0.00ELECTROPAZ PAM 3,918 10.44 8.78ELECTROPAZ CHS 1,117 3.25 3.02ELECTROPAZ CRN 2,417 5.86 5.74ELFEC ARO 57,430 127.79 125.36ELFEC VHE 18,515 44.48 44.40ELFEC CBC 957 2.60 2.48ELFEC CHI 4,104 10.02 9.92CESSA ARJ 11,577 28.73 28.54CESSA MAR 0 0.00 0.00CESSA SUC 6,659 12.93 9.93ELFEO VIN 24,024 53.39 52.55ELFEO CAT 6,589 17.28 15.93SEPSA POT 20,734 42.77 42.77SEPSA PUN 2,661 6.53 6.21SEPSA ATO 5,120 10.95 10.16SEPSA DDI 2,163 5.93 5.74SEPSA OCU 317 1.18 1.14SEPSA SAC 193 0.78 0.78SEPSA KAR 492 2.01 0.17SEPSA PUN 71 0.30 0.17ENDE YUC 1,504 3.70 3.43ENDE SBO 0 0.00 0.00ENDE MOX 240 0.60 0.51ENDE TRI 6,545 14.69 13.51ENDE PUN 31 0.18 0.17EMVINTO VIN 2,961 5.47 4.57COBOCE CBC 3,833 7.77 6.73EMIRSA VIN 1,197 2.09 1.91MSCR PUN 25,410 49.92 42.79

TOTAL RETIROS 526,528 1,122.64

MWh MW.Máx. MW.Coinc.

204,989 464.45 420.33118,212 273.37 272.46

81,006 184.13 182.1630,612 69.20 68.4831,751 67.15 67.1318,236 41.13 38.47

8,319 18.54 17.6133,402 63.72 56.01

TOTAL RETIROS 526,528 1,122.64

DEMANDA MAXIMA (15 MIN.) 1,122.64FECHA DE DEMANDA MAXIMA Jueves 28 20:00

CESSA

NO REGULADOS

AGENTE

CREELECTROPAZELFECELFEO SEPSA

ENDE


11. EVOLUCIÓN DE RETIROS DE ENERGIA EN EL MEM A FEBRERO DE 2013 (Empresas Distribuidoras)

Mar 12 Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb CRE 211.1 198.0 187.6 171.7 175.6 196.0 210.5 228.9 216.3 217.8 233.7 205.0

ELECTROPAZ 127.7 122.4 129.6 126.7 131.9 130.7 126.7 132.0 125.1 131.5 130.1 118.2

ELFEC 87.1 84.0 87.6 85.8 89.7 90.7 90.0 96.1 91.0 92.1 89.6 81.0

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

GWh CRE- ELECTROPAZ- ELFEC

Mar 12 Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb ELFEO 34.4 32.8 34.4 32.5 35.9 35.4 32.6 35.4 33.6 34.4 35.3 30.6

CESSA 19.8 18.3 19.1 15.8 20.0 20.4 19.4 20.3 19.8 18.8 20.3 18.2

SEPSA 35.4 33.8 35.7 35.3 37.2 36.2 35.1 36.0 33.4 34.7 34.6 31.8

ENDE 7.6 7.3 6.9 6.5 6.4 7.7 8.7 9.4 8.9 8.9 9.3 8.3

0

5

10

15

20

25

30

35

40

GWh ELFEO-CESSA-SEPSA-ENDE


11.1 EVOLUCIÓN DE RETIROS DE ENERGIA EN EL MEM A FEBRERO DE 2013 (Consumidores No Regulados)

Mar 12 Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb MSCR 32.1 30.8 32.3 24.9 32.5 32.5 30.4 27.4 30.2 32.6 33.1 25.4

15

20

25

30

35

40

GWh MSCR

Mar 12 Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb EMIRSA 1.6 1.5 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.0 1.3 1.3 1.2

E.M.VINTO 3.3 2.1 3.0 3.3 3.5 3.5 3.4 3.7 3.5 3.4 3.6 3.0

COBOCE 4.1 3.5 3.8 2.9 4.1 4.2 3.9 3.9 3.8 3.5 4.2 3.8

1

2

3

4

5

GWh EMIRSA - E.M.VINTO - COBOCE


12. FACTOR DE PLANTA/CARGA MENSUAL EN NODOS DEL STI - FEBRERO DE 2013

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Gua

raca

chi

San

ta C

ruz

Gua

birá

Car

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o

Bul

o B

ulo

Ent

re R

íos

Cor

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San

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le H

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Zong

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Mox

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Trin

idad

Ara

njue

z

Yur

a

Kar

achi

pam

pa

Inye

cció

n To

tal

Factor de Planta

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Gua

raca

chi

Uru

bó

Arb

oled

a A

roca

gua

Val

le H

erm

oso

Chi

mor

é Irp

a Irp

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MV

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C

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Mox

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Trin

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curí

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MK

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hipa

mpa

Li

pez

San

Cris

tóba

l D

eman

da T

otal

Factor de Carga


13. CAUDALES PREVISTOS Y REALES - FEBRERO DE 2013

PROGRAMADOS(*) REALES

CENTRAL m³/s m³/s Probabilidad de excedencia %

CORANI 19.83 24.51 25.82S. ISABEL 1.43 1.25 61.41

ZONGO 0.69 0.68 53.41TIQUIMANI 0.29 1.04 36.25BOTIJLACA 2.09 1.93 56.38CUTICUCHO 2.05 1.53 77.84S. ROSA 1 1.51 0.89 76.40S. ROSA 2 1.47 0.98 82.40SAINANI 0.63 1.16 0.43CHURURAQUI 3.52 3.30 57.10HARCA 3.27 2.18 83.56CAHUA 3.82 2.85 79.91HUAJI 8.05 14.61 6.17

MIGUILLA 0.64 0.77 17.27ANGOSTURA 0.79 1.77 15.27CHOQUETANGA 1.21 1.01 71.19CARABUCO 1.74 0.71 97.41

CHOJLLA 10.37 11.75 39.78YANACACHI 9.64 11.95 12.59

KILPANI 2.32 3.22 0.19LANDARA 0.10 0.10 27.43PUNUTUMA 0.61 0.66 19.51

KANATA 0.30 0.53 5.26(*) Programación de Mediano Plazo Periodo Noviembre 2012 - Octubre 2016

VOLUMEN EMBALSADO INICIAL Y FINAL DEL MES

VOLUMEN UTIL (hm³)Al inicio de mes A fin de mes GWh

EMBALSE Programado Real Programado Real Por generar

CORANI 79.14 82.01 118.51 120.52 386.97ZONGO 1.81 1.74 2.83 2.83 19.12TIQUIMANI 4.50 4.56 6.24 6.27 44.40MIGUILLAS 1.75 1.75 2.58 2.56 6.59ANGOSTURA 4.89 4.84 8.25 8.34 22.74CHOJLLA 3.25 3.29 4.43 4.36 11.73


14. EVOLUCION DE LOS EMBALSES - FEBRERO DE 2013 (CORANI, ZONGO, TIQUIMANI)

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

26-10 25-11 25-12 24-1 23-2 25-3 24-4 24-5

hm3 EMBALSE DE CORANI

Programado

Real

Curva de Aversión

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

26-10 25-11 25-12 24-1 23-2 25-3 24-4 24-5

hm3 EMBALSE DE ZONGO

Programado

Real

Curva de Aversión

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

26-10 25-11 25-12 24-1 23-2 25-3 24-4 24-5

hm3 EMBALSE DE TIQUIMANI

Programado

Real

Curva de Aversión


14.1 EVOLUCION DE LOS EMBALSES - FEBRERO DE 2013 (MIGUILLA, ANGOSTURA, CHOJLLA)

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

26-10 25-11 25-12 24-1 23-2 25-3 24-4 24-5

hm3 EMBALSE DE ANGOSTURA

Programado

Real

Curva de Aversión

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

26-10 25-11 25-12 24-1 23-2 25-3 24-4 24-5

hm3 EMBALSE DE CHOJLLA

Programado

Real

Curva de Aversión

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

26-10 25-11 25-12 24-1 23-2 25-3 24-4 24-5

hm3 EMBALSE DE MIGUILLA

Programado

Real

Curva de Aversión


15. FALLAS EN EL SISTEMA – FEBRERO DE 2013

En este mes se registraron un total de 256 fallas en generación y 140 en transmisión.

Entre las fallas más importantes se encuentran:

COMPONENTE EN FALLA MWh

AL01 EMIRSA Inti Raymi en 4.6 kV 0.39

AL01 ENDE (San Borja Ciudad) en 34.5 kV 0.45

AL02 ENDE (Moxos Ciudad) en 34.5 kV 0.20

AL02 ENDE (Yucumo Ciudad) en 34.5 kV 0.64

AL02 ENDE 13 de Abril (Ali_111) en 6.6 kV 0.21

AL03 ENDE 13 de Abril (Ali_112) en 6.6 kV 0.41

AL05 CRE Zoológico en 10.5 kV 0.06

AL05 EPZ Pampahasi (La Solución) en 6.9 kV 1.26

Día 25, a hora 15:49:50 debido a condiciones climáticas adversas, se produjo la desconexión de la línea Telamayu- Portugalete - Chilcobija - Tupiza -Villazón 69 kV por apertura por proteccion del interruptor B495 de subestación Telamayu, quedando sin suministro de energía las subestaciones Portugalete (2.32 MW), Chilcobija (1.02 MW), Tupiza (2.23 MW) y Villazón (1.2 MW) con una carga total de 6.78 MW.

Día 25, a hora 14:04:56 debido a contacto accidental de vehículo (volqueta) con la línea de transmisión en el tramo Bolognia - Cota Cota 115 kV, se produjo la desconexión de la línea Kenko - Pampahasi 115 kV por apertura por protección de los interruptores A3-570 de subestación Pampahasi y A3-304 en subestación Kenko en circunstancias de que el flujo de potencia era de 82.1 MW de Tap Chuquiaguillo a Pampahasi. Simultáneamente dispararon las unidades generadoras BOT03 (3.5 MW) y SAI (10.5 MW) por la operación de las protecciones de sobrecorriente, ocasionando en el Sistema la disminución brusca de la frecuencia hasta 49.63 Hz, activando la primera etapa de Gradiente del EDAC en ELECTROPAZ (4.2 MW), EMIRSA (0.35 MW), ENDED (1.23 MW) dejando sin suministro de energía eléctrica a las subestaciones Cota Cota (11.6 MW), Bolognia (13.7 MW) y Pampahasi (6.1 MW) de ELECTROPAZ con una carga total de 31.4 MW ocasionando el incremento de frecuencia hasta 50.24 Hz.

Día 2, debido a la indisponibilidad forzada de las unidades generadoras BUL02 (44 MW), GCH01 (16.2 MW), ALT01 (15.7 MW), y el mantenimiento programado de las unidades generadoras GCH12 (77 MW), SCZ01 (18.0 MW), CAR03 (21.8 MW), VHE06 (10 MW), QUE01 (0.98 MW) y QUE02 (0.98 MW) con un total de 204.6 MW, así como también debido a la potencia limitada de las unidades generadoras BUL01 (7.0 MW), ERI01 (1.1 MW), ERI02 (1.3 MW), ERI03 (1.2 MW), ERI04 (1.6 MW), CAR01 (1.0 MW), CAR02 (2.8 MW), GCH09 (7.0 MW), GCH10 (9.0 MW), con un total de 32 MW; a partir de hora 19:17 el CDC instruyó lo siguiente: operación en carga base de todo el parque térmico y máxima generación en sistema Miguillas, Zongo, Corani, Kanata é Hidrobol, regulación de voltaje a partir de hora 19:37 en las empresas distribuidoras CRE (6.2 MW), ELECTROPAZ (6.0 MW), ELFEC (2.3 MW), CESSA (0.91 MW), ELFEO (0.8 MW), SEPSA (0.8 MW). Debido a la reducción de potencia en las unidades generadoras GCH09 (de 45.7 MW hasta 39.7 MW) y GCH10 (de 44 MW hasta 38 MW) y a una mayor demanda en el sistema y al no disponer de potencia de reserva en el Sistema, a hora 19:42 se produjo el descenso de la frecuencia hasta 49.11 Hz, ocasionando la activación de la primera etapa de subfrecuencia del EDAC en los Agentes ELFEC (3.5 MW), Minera San Cristóbal (0.91 MW) y ENDED (1.873 MW) con una carga total de 6.28 MW.

Día 10, a hora 19:12:41 debido a contacto accidental de maquinaria pesada, se produjo la desconexión de las líneas Kenko - Pampahasi - Tap Chuquiaguillo 115 kV, al operar las protecciones de los interruptores A3-304 de subestación Kenko, A3-570 de subestación Pampahasi, A332 de subestación Tap Chuquiaguillo, en circunstancias en que el flujo de potencia de Chuspipata a Tap Chuquiaguillo era de 66 MW, dejando sin suministro de energía a las subestaciones Cota Cota, Bolognia y Pampahasi con una carga total de 30.8 MW. Simultáneamente dispararon las unidades generadoras BOT03 (3.5 MW) y SAI (10.4 MW), ocasionando en el Sistema la disminución brusca de la frecuencia hasta 49.40 Hz activando la primera etapa de Gradiente del EDAC en CRE (10.1 MW), ELECTROPAZ (6.1 MW), COBOCE (0.4 MW), EMIRSA (0.37 MW) y Minera San Cristóbal (7.57 MW). Asimismo se produjo la desconexión de la línea Caranavi - Guanay 115 kV por apertura con reconexión del interruptor A362 de subestación Caranavi. En el área formada desde Chuspipata hasta Trinidad, se produjo el disparo de las unidades generadoras CHJ (35.7 MW), YAN (46.5 MW), CJL01 (0.250 MW), MOS01 (1.14 MW), MOS02 (1.14 MW), MOS03 (1.14 MW), MOS04 (1.14 MW), MOS05 (1.14 MW), MOS06 (1.14 MW), MOS07 (1.14 MW), MOS08 (0.86 MW), por la operación de la protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje, dejando sin suministro de energía eléctrica a las subestaciones Pichu, Caranavi, Guanay, Yucumo, San Ignacio de Moxos y Trinidad, con una carga de 15.54 MW en ENDED y 4.3 MW en ELECTROPAZ.

Día 11, a hora 19:09:31 debido a contacto accidental de vehículo (volqueta), se produjo la desconexión de la línea Kenko - Pampahasi 115 kV por apertura por protección de los interruptores A3-570 de subestación Pampahasi y A3-304 de subestación Kenko, en circunstancias en que el flujo de potencia era de 89.4 MW de Tap Chuquiaguillo a Pampahasi. Simultáneamente dispararon las unidades generadoras BOT03 (3.5 MW) y SRO02 (10.69 MW) por la operación de la protección de sobrecorriente ocasionando en el Sistema la disminución brusca de la frecuencia hasta 49.54 Hz, activando la primera etapa de Gradiente del EDAC en ELECTROPAZ (7.5 MW), EMIRSA (0.37 MW), ENDED (1.05 MW). Posteriormente quedaron sin suministro de energía eléctrica las subestaciones Cota Cota, Bolognia, Pampahasi de ELECTROPAZ con una carga total de 39.9 MW ocasionando el incremento de frecuencia hasta 50.3 Hz.

Día 18, a hora 20:34:49 debido al contacto de una volqueta con la línea de transmisión Bolognia - Cota Cota 115 kV, se produjo la desconexión de las líneas Kenko - Cota Cota - Bolognia - Pampahasi 115 kV y de la línea de transmisión Kenko - Mazocruz 115 kV, al operar las protecciones de los interruptores A3-304 de subestación Kenko, A3-570 de subestación Pampahasi, Z310, Z311 y A335 de subestación Mazocruz, en circunstancias en que el flujo de potencia de Mazocruz a Kenko era 14.1 MW y de Tap Chuquiaguillo a Pampahasi era de 77.4 MW. Este evento dejó sin suministro de energía a las subestaciones Cota Cota, Bolognia y Pampahasi con una carga de 46.9 MW, quedando operando de forma aislada el area Norte y Trinidad del SIN. En esta área, debido a la operación del Esquema de desconexión de carga (DAC) se produjo la desconexión de la línea Kenko - Tilata - Viacha - Viacha Pueblo 69 kV y los alimentadores en media tensión de subestación Kenko con una carga de 43.0 MW registrándose un incremento de la frecuencia hasta 52.78 Hz. Asimismo se produjo el disparo de las unidades generadoras HAR02 (12.3 MW), HAR01 (13.8 MW), BOT03 (3.5 MW) por la operación del relé de sobrefrecuencia y SRO01 (6.9 MW) por operación del relé 86E de COBEE, MOS01 (1.14 MW), MOA08 (0.66 MW) por la operación del relé de sobrefrecuencia de ENDEG y a hora 20:35 la unidad ALT01 (16.6 MW) por operación del rele 52 de Valle Hermoso.

Día 25, a hora 09:29:39 debido a descargas atmosféricas, se produjo la desconexión de la línea Caranavi - Yucumo 115 kV, por apertura de los interruptores A811 de subestación Yucumo y A365 de subestación Caranavi. Asimismo por transferencia de disparo se produjo la apertura del interruptor A841 de subestación Trinidad desconectando la línea San Ignacio de Moxos - Trinidad 115 kV, en circunstancias en que el flujo de potencia de San Ignacio de Moxos a Trinidad era de 3.51 MW, interrumpiendo el suministro de energía a las poblaciones de Yucumo (1.124 MW), San Borja (0.895 MW) y San Ignacio de Moxos (0.478 MW). El déficit de generación activó la operación del EDAC hasta la octava etapa de subfrecuencia en ENDED desconectando los alimentadores 103 (1.421 MW), 105 (1.347 MW) y 102 (2.255 MW), permaneciendo en sistema las unidades generadoras MOA07, MOA08, MOS01, MOS03, MOS04, MOS06, MOS07 y MOS08 con una generación total de 6.5 MW; y por la operación de la protección de separación de áreas se abrieron los interruptores A843 e IM41 de subestación Trinidad desconectando el transformador TRTRI11501.


15.1 FALLAS EN EL SISTEMA – FEBRERO DE 2013

COMPONENTE EN FALLA MWh

AL06 CRE Feria Exposición en 10.5 kV 0.06

AL06 CRE Nueva Jerusalem en 24.9 kV 0.14

AL06 CRE Trompillo en 24.9 kV 0.11

AL06 ELFEC Yacimientos en 24.9 kV 1.55

AL06 EPZ Cota Cota (Coqueni) en 6.9 kV 1.28

AL06 EPZ Río Seco (Laja) en 12 kV 0.31

AL07 ENDE Rebaje Trinidad (Ali_106) 0.29

AL08 EPZ Cota Cota (Meseta) en 6.9 kV 1.36

AL11 MSCR (Molino bolas Nº2) en 11 kV 5.05

AL17 MSCR (Molinos Verticales) en 11 kV 0.22

Alim. 2 de febrero (Kenko) 0.28

Caranavi y Guanay 0.58

EMPRELPAZ 3.40

Pichu 0.11

Tilata 0.38

SOBOCE 10.42

Telamayu- Portugalete - Chilcobija - Tupiza -Villazón 1.26

AL04 ENDE Rebaje Trinidad (Ali_103) en 6.6 kV 1.30

AL01 EPZ Pampahasi (Copacabana) 2.18

AL02 EPZ Pampahasi (San Antonio) 1.75

AL03 EPZ Pampahasi (Salomé) 1.62

AL04 EPZ Pampahasi (Valle Hermoso) 2.00

AL01 EPZ Munaypata (Garita) 0.53

AL02 EPZ Munaypata (Tembladerani) 0.37

AL03 EPZ Munaypata (Gallardo) en 6.9 kV 0.22

AL04 EPZ Munaypata (San Pedro) 0.41

AL05 EPZ Munaypata (Chijini) 0.32

AL06 EPZ Munaypata (Seg. Bascones) 0.48

AL01 EPZ CotaCota (Chasquipampa) 1.90

AL02 EPZ CotaCota (San Miguel) en 6.9 kV 1.63

AL03 EPZ CotaCota (UMSA) en 6.9 kV 0.91

AL04 EPZ CotaCota (Achumani) 2.25

AL05 EPZ CotaCota (Muñoz Reyes) 1.91

AL01 EPZ Bolognia (Calacoto) 2.06

AL02 EPZ Bolognia (Seguencoma) 2.95

AL03 EPZ Bolognia (Peña Azul) en 6.9 kV 0.21

AL04 EPZ Bolognia (Kupini) 1.54

AL06 EPZ Bolognia (Bella Vista) en 6.9 kV 0.15

AL07 EPZ Bolognia (Obrajes) 1.93

AL08 EPZ Bolognia (Bolognia) 1.53

AL05 EPZ Bolognia (Irpavi) 2.08

AL02 COBOCE (M.Crudo 2) en 6.28 kV 0.29

AL07 EPZ Cota Cota (Koani) en 6.9 kV 1.79





AL03 EPZ Munaypata (Gallardo) en 6.9kV 0.11

AL02 EPZ CotaCota (San Miguel) en 6.9kV 0.48

AL03 EPZ CotaCota (UMSA) en 6.9kV 0.35

AL03 EPZ Bolognia (Peña Azul) en 6.9kV 1.46

AL06 EPZ Bolognia (Bella Vista) en 6.9kV 1.50

AL01 EPZ Viacha Pueblo (CBN) en 6.9 kV 1.59

AL02 EPZ Viacha Pueblo (Pueblo) en 6.9 kV 1.06

AL01 EPZ Kenko (V. Adela) en 6.9 kV 2.26

AL02 EPZ Kenko (Senkata) en 6.9 kV 1.62

AL03 EPZ Kenko (Simsa) en 6.9 kV 2.00

AL04 EPZ Kenko (YPFB) en 6.9 kV 4.03

AL05 EPZ Kenko (Molino Andino) en 6.9 kV 1.56

AL06 EPZ Kenko (Horizontes) en 6.9 kV 2.76

AL03 EPZ Viacha Pueblo (Ferroviario) en 6.9 kV 1.51

AL04 EPZ Río Seco (Huayna Potosi) en 12 kV 0.23

AL05 EPZ Río Seco (Brasil) en 12 kV 0.17

TOTAL 91.64


16. INDISPONIBILIDAD POR FALLAS - FEBRERO DE 2013

1 00:00 ARJ02 40320 Problemas de baja presión de aceite del motor.1 00:00 ARJ09 40320 Operó protección diferencial.1 00:00 ARJ14 40320 Alta temperatura en cilindro Nº 3.1 00:00 ARJ15 37113 Golpeteo en el motor.1 00:00 BUL02 40320 Fuga de aceite interior de turbina y daño en álabes sección LPT.1 00:00 COR03 3922 Daños en el generador.1 00:00 CPTRI02401 334 Transferencia de disparo del interruptor A841.1 00:00 CPTRI02402 334 Transferencia de disparo del interruptor A841.1 00:00 CPTRI02403 334 Transferencia de disparo del interruptor A841.1 00:00 GCH01 4229 Falla en ventilador de excitatriz.1 00:00 GCH02 1066 Problema en sistema de control.1 00:00 LAN02 40320 Corto circuito en cubical de circuito de 3 kV.1 00:00 MOA06 40320 Falla en el cierre del interruptor.1 00:00 MOA10 28068 Falla en el motor.1 00:00 MOA11 40320 Problemas de baja presión de aceite.1 00:00 MOA15 40320 Unidad fuera de servicio por reparaciones mayores hasta el 30/04/2013.1 00:00 MOA16 40320 Unidad fuera de servicio por reparaciones mayores hasta el 30/04/2013.1 00:00 MOA17 40320 Unidad fuera de servicio por reparaciones mayores hasta el 30/04/2013.1 00:00 MOS09 40320 Incendio.1 00:00 MOS10 40320 Incendio.1 00:00 MOS11 40320 Incendio.1 00:00 MOX-TRI115 333 Falla de discrepancia de polos en el Interruptor A841 de subestación Trinidad.1 00:00 TRCOB11501 40320 Extensión de mantenimiento.1 00:00 TRD02 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD05 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD07 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD10 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD11 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD12 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD19 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRD20 40320 Unidad fuera de servicio por mantenimiento hasta el 30/04/2013.1 00:00 TRMAR069 40320 Transformador de potencia dañado, 70 kW.1 00:00 TRSBO11501 40320 Falla interna en el transformador.1 00:00 TRTRI11501 330 Falla de discrepancia de polos en el Interruptor A841 de subestación Trinidad.1 00:00 TRVEL06908 40320 Operó relé Buchholz.1 03:18 ANG01 14 Disparo, operó protección de sobrecorriente 51 (condiciones climáticas).1 03:18 HUY-VLC069 6 Descargas atmosféricas.1 09:55 MOS01 27 Parada, pruebas para identificación de modelos matemáticos.1 10:27 MOS13 39693 Disparo, falla del modulo de temperatura.1 10:30 MOA02 1997 Restricciones en el suministro de diesel.1 10:30 MOA05 1997 Restricciones en el suministro de diesel.1 10:30 MOA08 1997 Restricciones en el suministro de diesel.1 10:30 MOA12 1997 Restricciones en el suministro de diesel.1 10:30 MOA14 1997 Restricciones en el suministro de diesel.1 10:45 MOS02 88 Parada, pruebas para identificación de modelos matemáticos.1 12:22 MOS05 223 Parada, pruebas para identificación de modelos matemáticos.1 16:16 MOS12 98 Parada, pruebas para identificación de modelos matemáticos.1 18:15 LAN01 39225 Falla en el arranque, calentamiento en cojinete principal.1 23:58 CJL02 38882 Disparo, baja presión tubería forzada.2 00:00 MOA07 1187 Restricción en el suministro de diesel.

AGENTES AFECTADOS ORIGEN DE LA FALLAPERIODO(MINUTOS) COMPONENTEDIA HORA


16.1 INDISPONIBILIDAD POR FALLAS - FEBRERO DE 2013

2 00:00 MOS12 523 Restricción en suministro de diesel. 2 00:00 MOS14 1201 Restricción en suministro de diesel. 2 00:18 CJL01 6229 Parada por seguridad en la planta (daño en tubería forzada).2 01:19 MOS07 492 Restricción en suministro de diesel. 2 02:23 MOS03 1031 Restricción en suministro de diesel. 2 08:30 HAR02 85 Disparo, falla en transductor de posición lineal del deflector.2 09:25 MOS05 588 Parada de emergencia, cambio de inyectores.2 10:38 KEN-TAR069 16 Terceros, 10.7 MW.2 10:38 TAR-TEM069 16 Terceros.2 17:51 ARJ11 34 Disparo, baja temperatura cilindro Nº 14.2 18:31 ARJ11 54 Disparo, baja temperatura cilindro Nº 14.2 18:31 CAR-GCH230 9 Descargas atmosféricas.2 19:44 SUD-CRQ069 14 Descargas atmosféricas, 0.6 MW.2 21:24 MOA02 2536 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:24 MOA05 2536 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:24 MOA07 2536 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:24 MOA08 2536 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:24 MOA12 2536 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:24 MOA14 2536 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:27 MOS14 2533 Restricción en el suministro de diesel. 2 21:33 CAR-GCH230 239 Terceros, contacto suelto de tirante de antena.2 21:33 GCH-PIN069 3 Descargas atmosféricas.2 22:27 MOS12 2473 Restricción en el suministro de diesel. 2 22:34 MOS06 1278 Restricción en el suministro de diesel. 3 00:13 MOS01 824 Restricción en el suministro de diesel. 3 02:24 ARJ12 26 Parada de emergencia, por alta temperatura en cilindro Nº 9.3 06:39 MOS08 730 Restricción en el suministro de diesel. 3 07:55 CAR01 11 Retraso en el arranque.3 09:57 HAR02 15 Disparo, falla en la válvula proporcional del deflector.3 16:31 CAR01 361 Disparo, falla en la fuente auxiliar en el sistema de control.3 17:05 ARJ13 91 Falla sistema de encendido.3 21:04 GCH06 83 Disparo, falla en circuito hidráulico.3 21:44 MOS06 681 Restricción en el suministro de diesel. 3 23:12 MOS08 694 Restricción en el suministro de diesel. 4 00:53 MOS01 416 Restricción en el suministro de diesel. 4 08:21 GCH11 7 Retraso en el arranque.4 10:42 FER-MAP069 29 Terceros (contacto de fierro de construcción con línea transmisiión), 23 MW.4 11:04 GCH06 39 Falla en el arranque, falla sistema hidráulico.4 12:26 GCH06 552 Disparo, baja presión hidráulica.4 23:44 ARJ11 84 Parada de emergencia, temperatura baja cilindro Nº 15.5 00:16 CHO01 27 Parada de emergencia, problemas en la correa del péndulo del gobernador.5 10:11 BOT03 9 Disparo, falla de comunicación en PLC de control.5 14:36 ARJ12 39 Disparo, temperatura baja cilindro Nº 3.5 14:36 GCH-PAR069 14 No determinada.5 14:53 VHE03 2 Retraso en el arranque.6 05:55 ERI04 24 Disparo, problemas en sistema de lubricación.6 06:39 ERI04 28 Disparo, problemas en sistema de lubricación.6 08:35 ARJ12 317 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 4.6 13:58 ARJ10 90 Disparo, falla sistema de encendiido.6 16:57 ARJ12 35 Parada de emergencia, baja temperatura cilindro Nº 10.

ORIGEN DE LA FALLA AGENTES AFECTADOSPERIODO(MINUTOS)DIA HORA COMPONENTE



6 20:15 PUN-TAZ069 12 No determinada.6 23:46 ARJ10 143 Disparo, falla sistema de encendido.7 00:00 MOS12 31680 Restricción de suministro de diesel por obras civiles.7 00:00 MOS14 31680 Restricción de suministro de diesel por obras civiles.7 05:09 YAN 261 Parada de emergencia, material coluvial en presa Chojlla.7 07:59 GCH11 3 Retraso en el arranque.7 08:05 ARJ13 1726 Parada de emergencia, falla en bomba de agua de camisas.

7 10:52 GCH-PIN069 5 Problemas en el rectificador de corriente continua del alimentador del banco de baterías.

7 14:05 ARJ11 178 Disparo, baja temperatura cilindro Nº 4.7 14:38 VHE03 3 Retraso en el arranque.7 16:34 CLQ-TCO069 7 Descargas atmosféricas.7 16:34 CRC-SOC069 7 Descargas atmosféricas.7 16:34 CRC-TCO069 7 Descargas atmosféricas.7 16:34 HUY-TAB069 7 Descargas atmosféricas.7 16:34 SOC-TNO069 7 Descargas atmosféricas.7 16:34 SUD-TNO069 9 Descargas atmosféricas.7 16:34 TAB-TCO069 7 Descargas atmosféricas.7 19:35 ARJ10 128 Disparo, falla sistema de encendido.7 22:49 ARJ11 158 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 15.8 01:29 ARJ11 116 Disparo, temperatura alta en cilindro Nº 8.8 08:50 CAR02 6 Retraso en el arranque.8 08:53 GCH11 21 Retraso en el arranque.8 09:31 TRWAR06902 124 Trabajos de emergencia, inspección del interruptor 12BT2.8 13:58 TIQ 602 Disparo, problemas en el gobernador.8 14:47 MOA07 1254 Disparo, problemas en el sensor de presión de aceite.8 14:58 SCZ02 4 Error en la operación, por el CCA de EGSA.8 20:06 HAR02 14 Disparo, falla en transductor de micropulsos del deflector.9 00:00 TIQ 39 Falla en el gobernador.9 00:48 ARJ11 70 Disparo, alta temperatura cilindro Nº 8.9 07:17 HAR02 13 Disparo, falla en transductor de micropulsos del deflector.9 12:44 AAC-ZON115 2 Descargas atmosféricas.9 12:44 BOT01 94 Desconexión de la línea en 115 kV AAC-ZON115.9 12:44 BOT02 101 Desconexión de la línea en 115 kV AAC-ZON115.9 12:44 BOT03 2 Desconexión de la línea en 115 kV AAC-ZON115.9 12:44 BOT-TIG115 2 Descargas atmosféricas.9 12:44 BOT-TIQ115 2 Descargas atmosféricas.9 12:44 TIG-ZON115 2 Descargas atmosféricas.9 12:44 TIQ 2 Desconexión de la línea en 115 kV AAC-ZON115.9 12:44 ZON 2 Desconexión de la línea en 115 kV AAC-ZON115.9 16:50 ARJ12 77 Disparo,falla sistema de encendido.9 19:49 VHE07 251 Parada de emergencia, problemas en AVR.9 21:57 CHJ 128 Parada de emergencia, baja resistencia en el rotor.10 00:00 VHE07 3738 Problemas en AVR.10 14:26 KAN 7 Disparo, vibraciones en los cojinetes.10 17:27 CRB 2692 Problemas de aislación de las bobinas del generador.

10 19:12 BOL-COT115 5 Contacto de equipo pesado con la línea de 115 kV. ELECTROPAZ, CRE, MSCR, COBOCE, EMIRSA, ENDED

10 19:12 BOL-TBA115 5 Contacto de equipo pesado con la línea de 115 kV Bolognia - Cota Cota.10 19:12 BOT03 17 Disparo, operó relé 51.10 19:12 CHJ 27 Disparo, desconexión de la linea CHS-TCH115.10 19:12 CHS-TCH115 10 Contacto de equipo pesado con la línea de 115 kV Bolognia - Cota Cota.

AGENTES AFECTADOS ORIGEN DE LA FALLADIA HORA COMPONENTE PERIODO(MINUTOS)



10 19:12 CJL01 15 Disparo, desconexión de la linea CHS-TCH115.10 19:12 COT-KEN115 5 Contacto de equipo pesado con la línea de 115 kV Bolognia - Cota Cota.10 19:12 CPTRI02401 26 Transferencia de disparo del interruptor A841.10 19:12 CPTRI02402 26 Transferencia de disparo del interruptor A841.10 19:12 CPTRI02403 26 Transferencia de disparo del interruptor A841.10 19:12 CRN-GUN115 0 No determinada.10 19:12 MOS01 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS02 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS03 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS04 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS05 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS06 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS07 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 MOS08 29 Operó protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje.10 19:12 PAM-TBA115 5 Contacto de equipo pesado con la línea de 115 kV Bolognia - Cota Cota.10 19:12 PAM-TCH115 6 Contacto de equipo pesado con la línea de 115 kV Bolognia - Cota Cota.10 19:12 SAI 28 Disparo, operó relé 51.10 19:12 YAN 14 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia.10 19:16 TRI-ABR024 22 Proceso de restitución.10 19:16 TRI-RTR024 24 Proceso de restitución.10 19:18 CRN-CHS115 3 Proceso de restitución.10 19:18 CRN-YUC115 4 Proceso de restitución.10 19:18 MOX-TRI115 17 Proceso de restitución.10 19:18 TRYUC11501 8 Proceso de restitución.10 19:19 SBO-MOX115 8 Proceso de restitución.10 19:19 TRMOX11501 9 Proceso de restitución.10 19:19 TRPIC115 8 Proceso de restitución.10 19:19 YUC-SBO115 7 Proceso de restitución.10 19:33 TRI-MOS024 8 Proceso de restitución.10 19:35 TRTRI11501 0 Proceso de restitución.10 19:40 MOS-OJR024 7 Proceso de restitución.10 20:24 HAR02 13 Disparo, falla en transductor de micropulsos del deflector.10 21:04 KAN 6 Disparo, vibraciones en los cojinetes.11 00:32 KAN 15 Disparo, vibraciones en los cojinetes.11 02:56 HAR02 17 Disparo, falla en transductor de micropulsos del deflector. 11 05:31 ARJ10 26 Disparo, baja temperatura cilindro Nº 2.11 06:10 HUA02 17 Disparo, falsa señal en el relé multifuncional.11 06:22 HAR02 34 Disparo, falla en el transductor de micropulsos del deflector.11 08:59 ARJ13 220 Disparo, falla sistema de encendido.11 10:46 HAR02 18 Disparo, falla en el transductor de micropulsos del deflector.11 11:25 GCH12 7409 Parada de emergencia, falla en sistema de control.11 12:59 ARJ13 24 Parada de emergencia, alta temperatura cilindro Nº 13.11 13:37 ARJ13 5879 Parada de emergencia, alta temperatura cilindro Nº 13.11 14:59 HAR02 28 Disparo, falla en el transductor de micropulsos del deflector.

11 19:09 BOL-COT115 3 Contacto de volqueta con la linea de transmisión en 115 kV. ELECTROPAZ, EMIRSA, ENDED

11 19:09 BOL-TBA115 3 Contacto de volqueta con línea de transmisión BOL-COT115.11 19:09 BOT03 4 Disparo, operó relé 51, relé 59 y relé 81.11 19:09 COT-KEN115 3 Contacto de volqueta con línea de transmisión BOL-COT115.11 19:09 PAM-TBA115 3 Contacto de volqueta con línea de transmisión BOL-COT115.11 19:09 PAM-TCH115 4 Contacto de volqueta con línea de transmisión BOL-COT115.

PERIODO(MINUTOS) ORIGEN DE LA FALLA AGENTES AFECTADOSDIA HORA COMPONENTE



11 19:10 SRO02 8 Disparo, operó relé 51.11 19:47 ARJ10 61 Parada de emergencia, baja temperatura cilindro Nº 16.12 12:14 ARJ12 48 Disparo, falla en sistema de encendido.12 16:57 SAN-SUC230 0 Descargas atmosféricas. MSCR, ENDED12 19:07 MOS07 973 Baja presión de aceite en el carter.13 06:11 ERI03 104 Falla en el arranque.13 08:21 GCH11 13 Retraso en el arranque.13 15:42 MOS05 13 Problemas en la sincronización, bajo voltaje en barra.13 18:37 TRIRP115 25 Reconexión de la línea CAT-VHE115.14 14:02 MOA07 285 Disparo, problemas en transductor de velocidad.14 19:15 GCH01 8 Retraso en el arranque.14 22:26 ARJ10 47 Parada de emergencia, temperatura baja cilindro # 4.15 00:28 ARJ10 510 Disparo, temperatura baja cilindro # 7.15 05:53 TRMAP069 48 Performa de la línea en 69 kV, dañada por falla accidental.15 05:54 FER-MAP069 46 Performa de la línea en 69 kV, dañada por falla accidental.16 03:58 TIQ 78 Disparo, alta temperatura en grupo de bombeo.

16 09:23 MOS04 149 Parada de emergencia, vibraciones y diferencia de temperaturas de multiple de escape.

16 17:11 VHE07 1372 Disparo, operó relé 51N.

16 19:09 MOS04 7072 Parada de emergencia, por problemas de diferencia de temperatura de turbos de escape.

16 19:11 ARJ12 66 Disparo, falta de llama.16 20:22 SRO02 20 Disparo, operó relé 51.17 09:05 ERI03 23 Falla en el proceso de arranque.17 11:13 YAN 23 Parada de emergencia, falla sistema de refrigeración.17 11:47 CSG-BOM069 6 Descargas atmosféricas.17 11:47 HUN-BOM069 6 Descargas atmosféricas.17 11:47 HUN-PAI069 6 Descargas atmosféricas.17 11:47 MCH-PAI069 6 Descargas atmosféricas.17 11:47 MCH-SUD069 6 Descargas atmosféricas.17 12:40 INT-VIN115 130 No determinada.17 14:44 YAN 246 Parada de emergencia, ingreso de material coluvial en presa Chojlla.17 15:08 SUC-PUN230 0 Descargas atmosféricas.17 15:57 ARJ-MAR069 0 Descargas atmosféricas.17 15:57 DDI-KAR069 0 Descargas atmosféricas.17 15:57 DDI-MAR069 0 Descargas atmosféricas.17 17:03 VHE05 16 Disparo, operó relé 51N.17 17:03 VHE06 16 Disparo, operó relé 51N.17 17:03 VHE07 16 Disparo, operó relé 51N.17 17:03 VHE08 16 Disparo, operó relé 51N.17 17:27 ARJ13 999 Disparo, temperatura baja cilindro # 2.18 08:55 GCH11 31 Retraso en el arranque.18 13:53 PUN-TAZ069 13 Descargas atmosféricas.18 14:49 KIL03 82 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia.18 14:49 PUH 82 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia.18 14:49 PUH-PUN069 82 No determinada.18 14:50 ATPUN230 76 No determinada.18 14:50 KIL01 81 Parada de emergencia.18 14:59 LAN03 72 Parada de emergencia.18 15:04 LAN-TAM069 86 Proceso de restitución.18 16:00 ATPUN11501 4 Aislación del transformador TRPUN069.18 16:00 PUN-TAZ069 4 Aislación del transformador TRPUN069.

DIA HORA COMPONENTE PERIODO(MINUTOS) ORIGEN DE LA FALLA AGENTES AFECTADOS



18 16:02 TRPUN069 5776 No determinada.18 17:11 ARO-VHE11502 4 No determinada.18 17:22 ARO-VHE11502 8 No determinada.18 18:20 YAN 101 Parada de emergencia, ingreso de material coluvial en presa Chojlla.18 18:26 VHE03 72 Falla en el arranque.18 19:43 KEN02 16 Disparo, pérdida de AC en alimentación al PLC.18 20:34 ATMAZ230 15 Requerimiento operativo.18 20:34 BOL-COT115 18 Terceros, contacto de volqueta con línea de 115 kV. ELECTROPAZ18 20:34 BOL-TBA115 18 Terceros, contacto de volqueta con línea en 115 kV BOL-COT115.18 20:34 BOT03 5 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia, DAG.18 20:34 COT-KEN115 18 Terceros, contacto de volqueta con línea en 115 kV BOL-COT115.18 20:34 CPKEN069 102 Problemas de desbalanceo.18 20:34 HAR01 5 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia, DAG.18 20:34 HAR02 5 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia, DAG.18 20:34 KEN-SEN11501 15 Falla de alta impedancia.18 20:34 KEN-SEN11502 15 Falla de alta impedancia.18 20:34 KEN-TIL069 46 Operó el esquema de desconexión automática de carga, DAC.18 20:34 MAZ-VIC230 10 Requerimiento operativo.18 20:34 MOA08 4 Disparo, sobrefrecuencia.18 20:34 MOS01 4 Disparo, sobrefrecuencia.18 20:34 PAM-TBA115 18 Terceros, contacto de volqueta con línea en 115 kV BOL-COT115.18 20:34 PAM-TCH115 21 Terceros, contacto de volqueta con línea en 115 kV BOL-COT115.18 20:34 SEN-MAZ115 15 Falla de alta impedancia.18 20:34 SRO01 5 Disparo, operó protección de sobrefrecuencia, DAG.18 20:34 TIL-VIP069 46 Operó el esquema de desconexión automática de carga, DAC.18 20:34 VIA-VIP069 46 Operó el esquema de desconexión automática de carga, DAC.18 20:35 ALT01 96 Disparo, operó relé 52.18 20:43 SRO02 14 Parada de emergencia, operación en potencia inversa.19 07:18 ARJ12 49 Parada de emergencia, baja temperatura cilindro Nº 16.19 08:12 ARJ13 63 Disparo, alta temperatura en el mezclador.19 17:38 KEN-TAR069 9 Terceros.19 17:38 TAR-TEM069 8 Terceros.19 23:44 TRNJE069 132 No determinada, 19.1 MW.20 00:29 ARJ13 38 Disparo, baja temperatura en cilindro Nº 3.20 01:20 ARJ13 26 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 2.20 02:47 YAN 107 Parada de emergencia, turbión en el río Taquesi.20 07:37 ARJ11 105 Disparo, falla en el sistema de encendido.

20 08:06 GCH11 55 Retraso en el arranque, verificación señal de alta temperatura en termocupla de escape.

20 12:29 ARJ12 82 Parada de emergencia, baja temperatura cilindro Nº 14.20 14:41 ARJ12 45 Parada de emergencia, baja temperatura cilindro Nº 14.20 16:20 ARJ13 24 Disparo, falla en el sistema de encendido.21 06:41 VHE05 273 Falla en el proceso de arranque.21 07:50 GCH11 72 Retraso en el arranque.21 11:36 ARJ13 40 Parada de emergencia, temperatura baja en cilindro Nº 8.21 12:35 ARJ13 364 Disparo, falla sistema de encendido.21 21:32 TRSAI115 135 Revisión interruptor A3-012.22 06:26 VHE06 18 Disparo, falsa señal de baja presión de aceite.22 08:00 GCH11 212 Retraso en el arranque.22 09:49 ARJ12 65 Parada de emergencia, fuga de agua en circuito de refrigeración.22 17:00 TRPUN069 44 Desconexión de emergencia, ajustes en seccionadores de salida.

COMPONENTE PERIODO(MINUTOS) ORIGEN DE LA FALLA AGENTES AFECTADOSDIA HORA



22 18:00 QUE01 2820 Problemas en la entrada a la toma de agua.22 18:00 QUE02 1440 Problemas en la entrada a la toma de agua.22 18:43 ARJ10 41 Parada de emergencia,, baja temperatura en cilindro Nº 13.23 08:23 ARJ11 125 Disparo, falla en el sistema de encendido.23 12:40 ARJ12 98 Parada de emergencia, alta temperatura en cilindro Nº 14.23 17:54 ARJ13 113 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 1.23 20:59 ARJ13 30 Disparo, falla en el sistema de encendido.24 00:28 PUH 876 Desarenado en embalse de Visigza.24 03:33 BUL01 187 Disparo, problemas en suministro de gas (baja presión de gas).24 05:43 ARJ11 125 Disparo, baja temperatura cilindro Nº 16.24 08:02 ARJ11 152 Parada de emergencia, falla sistema antidetonación.24 08:49 ERI03 2 Retraso en el arranque.24 09:40 BUL01 26 Disparo, problemas en el suministro de gas (alta presión de gas).24 11:17 ARJ11 78 Parada de emergencia, alta temperatura en cilindro Nº 5.25 08:51 GCH-PAR069 30 Operó relé 51N.25 08:51 PAR-CAÑ069 34 Operó relé 51N.25 08:51 TRPAR06901 480 Falla en cable de potencia.25 09:29 CPTRI02401 19 Operó transferencia del interruptor A841.25 09:29 CPTRI02402 19 Operó transferencia del interruptor A841.25 09:29 CPTRI02403 19 Operó transferencia del interruptor A841.25 09:29 CRN-YUC115 9 Descargas atmosféricas. ENDED25 09:29 MOX-TRI115 19 Transferencia de disparo del interruptor A811 de subestación Yucumo.25 09:29 TRTRI11501 15 Operó separación de áreas.25 09:32 SBO-MOX115 8 Proceso de restitución.25 09:32 YUC-SBO115 7 Proceso de restitución.25 09:33 TRMOX11501 8 Proceso de restitución.25 09:33 TRYUC11501 6 Proceso de restitución.25 10:42 ARJ11 49 Disparó, falla en sistema de encendido.25 10:44 MOS04 167 Parada de emergencia, saturación de filtros de combustible.25 15:11 ARJ13 82 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro 9.25 15:46 MOS04 3084 Parada de emergencia, alta vibración en motor.25 15:49 CHL-TUP069 12 Descargas atmosféricas.25 15:49 POR-CHL069 12 Descargas atmosféricas.25 15:49 TEL-POR069 12 Descargas atmosféricas, 6.8 MW.25 15:49 TUP-VIL069 12 Descargas atmosféricas.25 17:47 ARJ12 65 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro 6.25 18:37 CAR01 10 Falla en el arranque.25 20:14 INT-VIN115 94 No determinada, 2.34 MW.26 06:10 ARJ12 81 Parada de emergencia, alta temperatura cilindro Nº 12.26 07:14 CAR01 16 Retraso en el arranque.26 08:15 GCH11 82 Retraso en el arranque.26 08:51 ARJ12 45 Parada de emergencia, alta temperatura cilindro Nº 12.26 12:06 MOS07 97 Parada de emergencia, saturación de filtros de combustible.26 14:04 BOL-COT115 5 Terceros, contacto accidental de vehículo con línea de transmisión.

26 14:04 BOL-TBA115 5 Terceros, contacto accidental de vehículo con línea de transmisión. ELECTROPAZ, EMIRSA, ENDED

26 14:04 COT-KEN115 5 Terceros, contacto accidental de vehículo con línea de transmisión.26 14:04 CPKEN069 29 Disparo, operó protección de desbalanceo de voltaje.26 14:04 PAM-TBA115 5 Terceros, contacto accidental de vehículo con línea de transmisión.26 14:04 PAM-TCH115 5 Terceros, contacto accidental de vehículo con línea de transmisión.26 14:04 SAI 42 Disparo, operó protección de sobrecorriente.

AGENTES AFECTADOSDIA HORA COMPONENTE PERIODO(MINUTOS) ORIGEN DE LA FALLA



26 14:05 BOT03 4 Disparo, operó protección de sobrevoltaje.26 14:49 SAI 22 Disparo, falla en señal de posición de los inyectores.26 15:12 SAI 17 Disparo, falla en secuencia de arranque.26 15:47 MOS08 107 Parada de emergencia, pruebas dinámicas.26 18:54 ARJ15 140 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 2.26 20:33 MOA07 94 Parada de emergencia, bajo voltaje de batería.26 21:35 ARJ13 993 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 6.26 21:54 ARJ15 142 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 2.27 05:07 ARJ11 41 Disparo, alta temperatura en cilindro Nº 6.27 06:47 ARJ12 237 Parada de emergencia, falta de llama.27 08:10 GCH11 11 Retraso en el arranque.27 08:47 TRPAR06901 97 Protección de cable de potencia contra el ingreso de humedad.27 09:05 MOA07 237 Disparo, falla en baterías.27 14:13 ARJ13 84 Disparo, falla en el sistema de encendido.27 15:30 CHT-QUE024 1025 Ausencia de una fase en la línea en 24.9 kV.27 15:58 ARJ13 44 Disparo, baja temperatura en cilindro Nº 4.27 16:10 LAN-TAM069 11 Descargas atmosféricas, 4.3 MW.27 17:02 ARJ13 50 Parada de emergencia, baja temperatura en cilindro Nº 4.27 18:46 CRC-SOC069 147 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 18:46 CRC-TCO069 198 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 18:46 HUY-TAB069 186 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 18:46 SOC-TNO069 13 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 18:46 SUD-TNO069 13 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 18:46 TAB-TCO069 186 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 18:49 VHE07 22 Parada de emergencia, alta temperatura en compartimiento.27 21:10 TRCRC069 685 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 21:15 CRC-SOC069 63 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 21:15 SOC-TNO069 5 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.27 21:15 SUD-TNO069 5 Pararrayos dañado en subestación Caracollo.28 07:14 ARJ12 52 Parada de emergencia, falta de llama.28 07:51 CRC-SOC069 56 Trabajos en el transformador de potencia TRCRC069.28 07:58 GCH11 20 Retraso en el arranque.28 08:47 MOA02 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOA05 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOA07 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOA08 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOA10 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOA12 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOA14 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:47 MOS08 913 Restricción de suministro de diesel.28 08:54 ARJ12 56 Disparo, baja temperatura cilindro Nº 16.

28 11:26 SRO01 618 Mantenimiento preventivo de carbones, filtros y ajuste en regulador de velocidad.

28 14:24 VHE07 100 Disparo, falla en sensor de presión de gas.28 22:22 MOS06 98 Restricción de suministro de diesel.28 23:11 MOS05 49 Restricción de suministro de diesel.28 23:49 MOS04 11 Restricción de suministro de diesel.

16.8 REGULACIÓN DE VOLTAJE Y DESCONEXIONES EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

2 19:37 53 Requerimiento de potencia en el SIN. ELFEC (2.3 MW)2 19:37 53 Requerimiento de potencia en el SIN. CRE (6 MW)2 19:37 53 Requerimiento de potencia en el SIN. ELECTROPAZ (6 MW)2 19:38 52 Requerimiento de potencia en el SIN. CESSA (0.6 MW)2 19:38 52 Requerimiento de potencia en el SIN. SEPSA (0.5 MW)2 19:38 52 Requerimiento de potencia en el SIN. ELFEO (0.7 MW)

DIA HORA COMPONENTE PERIODO(MINUTOS) ORIGEN DE LA FALLA AGENTES AFECTADOS

DIA HORA PERIODO(MINUTOS) DESCRIPCIÓN DEL EVENTO AGENTES AFECTADOS


17. INDISPONIBILIDAD DE INSTALACIONES - FEBRERO DE 2013(Expresado en Horas)

CENTRAL O SISTEMA UNIDAD PROGRAMADA IMPREVISTA TOTAL

Zongo BOT01 0.00 1.57 1.57BOT02 2.58 1.68 4.27BOT03 2.50 0.68 3.18CAH01 2.50 0.00 2.50CAH02 2.72 0.00 2.72CHU01 2.18 0.00 2.18CHU02 11.07 6.78 17.85CUT01 2.70 0.00 2.70CUT02 2.80 0.00 2.80CUT03 2.68 0.00 2.68CUT04 2.83 0.00 2.83CUT05 2.70 0.00 2.70HAR01 2.58 0.08 2.67HAR02 2.60 15.55 18.15HUA01 2.67 0.00 2.67HUA02 2.78 0.28 3.07SAI 110.43 26.97 137.40SRO01 0.00 10.38 10.38SRO02 0.00 0.70 0.70TIQ 85.92 25.83 111.75ZON 0.00 0.03 0.03

Miguillas ANG01 0.00 0.23 0.23CHO01 2.25 0.45 2.70CHO02 2.32 0.00 2.32CHO03 2.23 0.00 2.23CRB 5.30 44.87 50.17

Taquesi CHJ 5.00 2.72 7.72CJL01 0.00 112.98 112.98CJL02 0.00 648.08 648.08YAN 5.00 25.57 30.57

Corani COR02 1.17 0.25 1.42COR03 8.00 65.37 73.37COR04 8.27 0.00 8.27

Santa Isabel SIS01 16.75 0.00 16.75SIS03 7.63 0.00 7.63SIS04 7.23 0.00 7.23

Yura KIL01 0.00 1.35 1.35KIL03 0.00 1.37 1.37LAN01 0.00 653.75 653.75LAN02 0.00 672.00 672.00LAN03 0.00 1.20 1.20PUH 0.00 15.97 15.97

Kanata KAN 0.00 0.47 0.47Quehata QUE01 180.00 69.45 249.45

QUE02 180.00 46.45 226.45Guaracachi GCH01 0.00 70.62 70.62

GCH02 0.00 17.77 17.77GCH04 35.50 2.00 37.50GCH06 214.60 11.98 226.58GCH11 0.00 8.78 8.78GCH12 39.48 123.48 162.97

Santa Cruz SCZ01 372.22 0.00 372.22SCZ02 0.00 0.07 0.07

Aranjuez ARJ02 0.00 672.00 672.00ARJ09 0.00 672.00 672.00ARJ10 0.00 17.43 17.43ARJ11 0.00 22.82 22.82ARJ12 0.00 24.72 24.72ARJ13 15.85 181.50 197.35ARJ14 0.00 672.00 672.00ARJ15 0.00 623.25 623.25

Karachipampa KAR 6.25 0.28 6.53Bulo Bulo BUL01 0.00 3.55 3.55

BUL02 0.00 672.00 672.00Carrasco CAR01 57.98 6.63 64.62

CAR02 0.00 0.10 0.10CAR03 79.53 0.00 79.53


17.1 INDISPONIBILIDAD DE INSTALACIONES - FEBRERO DE 2013(Expresado en Horas)

CENTRAL O SISTEMA UNIDAD PROGRAMADA IMPREVISTA TOTAL

Valle Hermoso VHE03 22.42 1.28 23.70VHE04 18.02 0.00 18.02VHE05 73.32 52.63 125.95VHE06 192.68 0.57 193.25VHE07 74.38 88.50 162.88VHE08 58.25 0.27 58.52

El Alto ALT01 50.98 4.57 55.55Kenko KEN01 7.78 0.00 7.78

KEN02 6.80 0.27 7.07Guabirá Energía GBE01 672.00 0.00 672.00Entre Ríos ERI03 0.00 2.15 2.15

ERI04 384.00 0.87 384.87Trinidad TRD02 0.00 672.00 672.00

TRD05 0.00 672.00 672.00TRD07 0.00 672.00 672.00TRD10 0.00 672.00 672.00TRD11 0.00 672.00 672.00TRD12 0.00 672.00 672.00TRD19 0.00 672.00 672.00TRD20 0.00 672.00 672.00

Moxos MOA02 0.00 90.77 90.77MOA05 6.13 84.63 90.77MOA06 0.00 672.00 672.00MOA07 3.92 108.43 112.35MOA08 5.00 91.55 96.55MOA10 0.00 483.02 483.02MOA11 0.00 672.00 672.00MOA12 59.05 164.40 223.45MOA14 0.00 90.77 90.77MOA15 0.00 672.00 672.00MOA16 0.00 672.00 672.00MOA17 0.00 672.00 672.00MOS01 8.42 21.67 30.08MOS02 14.62 1.95 16.57MOS03 20.55 13.40 33.95MOS04 6.33 175.20 181.53MOS05 20.55 15.03 35.58MOS06 11.42 35.62 47.03MOS07 13.57 39.80 53.37MOS08 15.92 41.22 57.13MOS09 0.00 672.00 672.00MOS10 0.00 672.00 672.00MOS11 0.00 672.00 672.00MOS12 0.00 579.57 579.57MOS13 0.00 661.55 661.55MOS14 0.00 590.23 590.23


TRANSMISION COMPONENTE PROGRAMADA IMPREVISTA TOTAL

ARO-VHE11502 0.00 0.20 0.20ATGCH23001 0.00 4.15 4.15ATGCH23002 0.00 4.13 4.13ATMAZ230 0.00 0.25 0.25ATPUN11501 0.00 0.07 0.07ATPUN230 0.00 1.27 1.27BOL-COT115 0.00 3.45 3.45BOL-TBA115 0.00 0.52 0.52CAR-GCH230 0.00 4.13 4.13CAR-SAN230 6.73 0.20 6.93CHS-TCH115 0.00 0.17 0.17COT-KEN115 0.00 1.08 1.08CPCAT069 3.73 0.00 3.73CRN-CHS115 0.00 0.05 0.05CRN-YUC115 0.00 0.22 0.22KEN-SEN11501 0.00 0.25 0.25KEN-SEN11502 0.00 0.25 0.25MAZ-VIC230 0.00 0.17 0.17



TRANSMISION COMPONENTE PROGRAMADA IMPREVISTA TOTAL

MOX-TRI115 0.00 6.15 6.15PAM-TBA115 0.00 0.52 0.52PAM-TCH115 0.00 0.60 0.60RECAR230 6.73 0.18 6.92RESAN23001 6.70 0.15 6.85RESAN23002 6.73 0.18 6.92SAN-SUC230 6.70 0.40 7.10SAN-VIN230 6.72 0.17 6.88SBO-MOX115 0.00 0.27 0.27SEN-MAZ115 0.00 0.25 0.25TRALT11501 0.78 0.00 0.78TRCAR23003 15.13 0.00 15.13TRCHJ115 0.18 0.00 0.18TRCOB11501 0.00 672.00 672.00TRCOT11501 0.00 0.55 0.55TRCOT11502 0.00 0.53 0.53TRERI23004 351.22 0.00 351.22TRGBE11501 672.00 0.00 672.00TRGCH06903 28.67 0.00 28.67TRGCH06906 48.90 0.00 48.90TRGCH06912 1.77 2.47 4.23TRIRP115 0.00 0.42 0.42TRMAR069 0.00 672.00 672.00TRMOX11501 0.00 0.28 0.28TRPUN069 0.00 97.00 97.00TRROS06901 672.00 0.00 672.00TRROS11501 672.00 0.00 672.00TRSBO11501 0.00 672.00 672.00TRSCR23001 22.28 0.18 22.47TRSCR23002 24.08 1.95 26.03TRSCZ06901 154.27 0.00 154.27TRTRI11501 0.00 5.75 5.75TRVHE11503 9.97 0.00 9.97TRVHE11504 10.23 0.00 10.23TRVHE11505 33.48 0.00 33.48TRYUC11501 0.00 0.23 0.23VHE-SAN230 6.70 0.12 6.82YUC-SBO115 0.00 0.23 0.23


18. PRECIOS DE GAS NATURAL – FEBRERO DE 2013

Los precios de gas (sin IVA) para las centrales térmicas fueron los siguientes:

CENTRALPRECIO

DECLARADO US$/MPC

PODER CALORÍFICO

INFERIOR BTU/PC

PRECIO US$/MMBTU

Guaracachi 1.1310 928.00 1.2188Carrasco 1.1310 925.00 1.2227Bulo Bulo 1.1310 926.30 1.2210Aranjuez 1.1310 972.00 1.1636Karachipampa 1.1310 972.00 1.1636Kenko 1.1310 936.00 1.2083El Alto 1.1310 936.00 1.2083Valle Hermoso 1.1310 929.00 1.2174Entre Rios 1.1310 949.19 1.1915


19. DESPACHO DE CARGA PROGRAMADO Y REALIZADO - FEBRERO DE 2013

PROGRAMACION DE DESPACHO DESPACHO MEDIANO PLAZO DIARIO PREVISTO DIARIO REAL

CENTRAL/SISTEMA GWh GWh GWh

CORANI 26.4 32.0 30.5SANTA ISABEL 44.4 49.4 47.4ZONGO 104.4 99.7 105.3MIGUILLAS 9.5 8.4 9.7KENKO 0.2 0.6 0.8 -Despacho Económico 0.2 0.5 0.6 -Forzada 0.0 0.1 0.2 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0GUARACACHI 118.8 131.5 125.7 -Despacho Económico 116.6 116.2 111.7 -Forzada 2.3 15.3 14.0 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0SANTA CRUZ 0.2 2.8 2.7 -Despacho Económico 0.2 0.5 0.7 -Forzada 0.0 2.2 2.0 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0ARANJUEZ 14.0 17.1 11.9 -Despacho Económico 7.3 8.8 6.9 -Forzada 6.7 8.4 5.0 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0KARACHIPAMPA 7.4 8.4 7.4 -Despacho Económico 4.2 4.5 4.1 -Forzada 3.1 3.8 3.2 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0VALLE HERMOSO 16.8 18.5 22.7 -Despacho Económico 15.3 17.3 18.3 -Forzada 1.5 1.2 4.4 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0C. EL ALTO 24.6 6.5 6.1 -Despacho Económico 24.4 6.3 5.7 -Forzada 0.2 0.1 0.3CARRASCO 38.2 43.0 39.9 -Despacho Económico 38.2 41.6 35.0 -Forzada 0.0 1.3 4.9BULO BULO 49.2 25.8 25.9 -Despacho Económico 49.2 25.8 25.9 -Forzada 0.0 0.0 0.0ENTRE RIOS 41.3 48.3 46.8 -Despacho Económico 41.3 47.2 43.2 -Forzada 0.0 1.1 3.6MOXOS 4.1 5.1 5.0 -Despacho Económico 4.1 0.0 0.0 -Forzada 0.0 5.1 5.0 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0TRINIDAD 0.1 0.0 0.0 -Despacho Económico 0.1 0.0 0.0 -Forzada 0.0 0.0 0.0 -Reserva Fría 0.0 0.0 0.0GUABIRA 0.0 0.0 0.0 -Despacho Económico 0.0 0.0 0.0 -Forzada 0.0 0.0 0.0KANATA 2.1 2.8 3.4TAQUESI 54.6 53.9 53.4YURA 6.1 6.8 7.5QUEHATA 0.2 0.4 0.2TOTAL 562.6 561.0 552.3

RESUMENDespacho Económico 548.8 522.3 509.5Despacho Forzado 13.8 38.7 42.8Reserva Fría 0.0 0.0 0.0TOTAL 562.6 561.0 552.3Programación de Mediano Plazo Periodo Noviembre 2012 - Octubre 2016


20. COSTOS MARGINALES DE GENERACION – FEBRERO DE 2013

20.1 COSTOS MARGINALES DE GENERACIÓN HORARIOS PROMEDIOS DEL MES:

El costo marginal medio de generación fue de 14.96 US$/MWh (sin IVA), mientras que el valor esperado en la programación estacional fue 14.38 US$/MWh.

La variación del costo marginal se debe a distintos factores; el análisis de la contribución de los mismos se realiza en forma independiente, considerando que entre las principales contribuciones se encuentran: la mayor indisponibilidad del parque generador térmico, la variación de los caudales y el retraso en el ingreso de la demanda de Tarija.

13.0 13.5 14.0 14.5 15.0 15.5 16.0 16.5 17.0 17.5 18.0 18.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

US$/MWh

Horas

12

14

16

18

20

22


US$/MWh

PREVISTO REAL BASICO


21. UNIDAD MARGINAL, COSTO MARGINAL PROMEDIO Y FRECUENCIA DE MARGINALIDAD - FEBRERO DE 2013

17.9

3

19.4

3

18.9

7

16.4

5

14.3

1

19.5

9

17.7

6

20.5

6

19.0

8

19.2

5

15.4

1

13.5

8

13.8

4

13.4

5

16.4

8

12.6

8

16.5

2

13.3

2

15.5

0

15.0

4

13.5

2

13.4

5

16.3

2

13.5

6

13.6

6 14.4

4

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24 K

EN

01

GC

H04

SC

Z01

VH

E01

GC

H10

GC

H01

KE

N02

GC

H02

GC

H06

SC

Z02

KA

R01

ER

I01

VH

E08

ER

I04

VH

E03

BU

L01

VH

E02

ALT

01

AR

J08

GC

H11

ER

I03

ER

I02

VH

E04

CA

R03

CA

R01

CA

R02

(%) US$/MWh

Costo Marginal Promedio Costo Marginal Máximo: 20.71 US$/MWh Costo Marginal Mínimo: 12.68 US$/MWh Frecuencia de Marginalidad


22. COSTOS VARIABLES PROMEDIOS MENSUALES- FEBRERO DE 2013

Nota.- No se presentan los costos de las unidades BUL02, ARJ02, ARJ09, ARJ14, GBE01, MOA06, MOA11, MOA15, MOA16, MOA17, MOS09, MOS10, MOS11, TRD02, TRD05, TRD07, TRD10, TRD11, TRD12, TRD19 y TRD20 , debido a que dichas unidades se encontraban con indisponibilidad forzada y/o programada.

12.0

1 12

.12

12.1

4

12.1

8

12.4

3

12.6

9

12.6

9

12.7

2

12.7

5

13.3

9

13.5

8

13.6

5

13.6

8

13.6

9

13.7

3

13.9

4 13

.98

13.9

9

13.9

9

14.0

0 14

.90

16.0

7

16.1

0

16.8

1

17.1

6

17.1

7

17.1

7

17.2

9

18.3

8

18.5

3 20.7

7

20.8

5

20.8

7

21.1

5

21.2

8

22.9

5

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

37.8

4

39.4

6

40.6

9

40.8

2 44.2

0 47.2

0 50.7

8

51.4

8

52.3

1 55.8

6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

AR

J13

GC

H12

A

RJ1

2 A

RJ1

5 A

RJ1

0 G

CH

09

GC

H10

B

UL0

1 A

RJ1

1 A

LT01

E

RI0

2 E

RI0

3 E

RI0

4 C

AR

03

ER

I01

CA

R01

V

HE

07

VH

E08

V

HE

05

VH

E06

C

AR

02

KA

R01

G

CH

11

AR

J08

VH

E02

V

HE

04

VH

E01

V

HE

03

KE

N02

K

EN

01

GC

H04

S

CZ0

1 G

CH

01

GC

H06

S

CZ0

2 G

CH

02

MO

S08

M

OS

04

MO

S07

M

OS

12

MO

S01

M

OS

13

MO

S06

M

OS

14

MO

S02

M

OS

05

MO

S03

M

OA

08

AR

J01

AR

J03

MO

A07

M

OA

10

MO

A02

M

OA

14

MO

A12

M

OA

05

US$/MWh

Costo Variable Promedio Costo Marginal Máximo: 20.71 US$/MWh Costo Marginal Mínimo: 12.68 US$/MWh


23. COSTOS MARGINALES EN NODOS DE CONSUMO (US$ / MWh) - FEBRERO DE 2013

AGENTE NODO REFERENCIA SEMESTRAL

ESPERADO MES REAL MES

CRE GCH 15.47 14.72 15.24ELECTROPAZ KEN 15.06 13.94 14.77ELFEC ARO 15.38 14.60 15.03ELFEO VIN 15.35 14.48 15.10CESSA ARJ 16.35 15.57 15.97SEPSA POT 17.16 16.36 16.64EMIRSA VIN 15.47 14.56 14.83SAN CRISTOBAL PUN 16.65 15.86 16.17YUCUMO YUC 14.27 12.92 13.76SAN BORJA SBO 0.00 0.00 0.00SAN IGNACIO DE MOXOS MOX 14.43 13.12 14.03

TRINIDAD TRI 14.50 13.01 14.04

TOTAL 14.69 15.21Tipo de cambio: 6.96 Bs/US$

23.1 COSTOS MARGINALES PREVISTOS Y REALES EN NODOS

Los costos marginales en los principales nodos del Sistema Troncal de Interconexión fueron los siguientes:

14

15

16

17

18

19

20

21


US$/MWh

Real Previsto


24. EVOLUCIÓN DE COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA EN NODOS DE CONSUMO A FEBRERO DE 2013

Feb 12 Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb US$/MWh 17.11 16.93 16.82 19.37 19.60 18.84 20.50 20.64 20.11 19.35 16.12 15.65 15.21

14

15

16

17

18

19

20

21

22

US$/MWh (sin impuestos)


25. PRECIOS MONOMICOS (ENERGIA+POTENCIA+PEAJE POR TRANSMISION) - FEBRERO DE 2013

POR AGENTE

CRE ELECTROPAZ ELFEC ELFEO SEPSA CESSA ENDE INTI RAYMI EM VINTO COBOCE EMSC TOTAL

Energía US$/MWh 15.22 14.68 15.09 15.22 16.60 15.87 13.99 14.83 14.86 15.12 16.17 15.21

Potencia US$/MWh 17.15 15.97 18.28 17.12 22.85 20.92 15.25 12.27 18.92 30.33 17.58 17.61

Peaje US$/MWh 7.11 6.82 7.61 6.89 8.05 8.06 7.17 5.01 7.71 12.17 6.52 7.21

Monómico US$/MWh 39.48 37.46 40.98 39.23 47.50 44.86 36.41 32.11 41.49 57.63 40.26 40.03

Tipo de cambio 6.96 Bs/US$

25.1 Evolución mensual en el MEM:

35

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

Feb 12 Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb

US$/MWh (sin impuestos)


26. TRANSACCIONES ECONOMICAS EN EL MEM - FEBRERO DE 2013

Precio del gas con IVA (25/01/2013): 1.30 US$/MPCIndice de Precios IPC (Diciembre 2012): 139.13Tipo de Cambio del dólar (25/01/2013): 6.96 Bs/US$

Las transacciones económicas se elaboran sobre la base del despacho de carga efectuado, los costos marginales y otros parámetros que se indican a continuación:


27. CARGO POR INYECCIONES EN EL MEM - FEBRERO DE 2013

Central Energía Potencia Firme Remunerada R. F. / P. D. / C. U. PPG y DS1301 Peaje TDE Peaje ISA Peaje ENDE TOTAL PROMEDIO

kWh US$/MWh US$ kW US$/kW US$ US$ US$ US$/MWh US$ US$/MWh US$ US$/MWh US$ US$ US$/MWh

Corani 30,391,847 14.27 433,651 54,714 7.70 421,230 0 0 1.17 35,528 0.61 18,482 0.28 8,369 792,502 26.08Santa Isabel 47,370,801 14.28 676,623 89,709 7.70 691,006 0 0 1.17 55,376 0.61 28,807 0.28 13,045 1,270,401 26.82TOTAL - CORANI 77,762,648 1,110,274 144,423 7.70 1,112,236 0 0 90,905 47,289 21,414 2,062,902

Guaracachi 122,141,250 15.26 1,864,008 252,378 8.06 2,033,094 0 0 1.17 142,783 0.61 74,277 0.28 33,635 3,646,407 29.85Santa Cruz 2,153,703 21.06 45,360 25,352 8.06 204,229 0 0 1.17 2,518 0.61 1,310 0.28 593 245,169 113.84Aranjuez 11,904,206 16.62 197,857 24,987 8.66 216,394 0 14,404 1.17 13,916 0.61 7,239 0.28 3,278 404,221 33.96Karachipampa 7,313,138 16.91 123,700 11,918 9.37 111,687 0 0 1.17 8,549 0.61 4,447 0.28 2,014 220,377 30.13TOTAL - EGSA 143,512,297 2,230,925 314,635 8.15 2,565,404 0 14,404 167,766 87,273 39,520 4,516,173

Valle Hermoso 20,264,481 16.25 329,333 88,407 8.03 709,656 67,154 0 1.17 23,689 0.61 12,323 0.28 5,580 1,064,550 52.53Carrasco 39,830,818 15.44 615,047 105,317 7.77 818,790 0 0 1.17 46,562 0.61 24,222 0.28 10,968 1,352,085 33.95C. El Alto 6,061,407 15.27 92,562 13,778 7.91 108,944 40,583 0 1.17 7,086 0.61 3,686 0.28 1,669 229,648 37.89TOTAL - VHE 66,156,706 1,036,942 207,502 7.89 1,637,391 107,737 0 77,337 40,232 18,218 2,646,283

Zongo 89,566,223 14.33 1,283,572 159,420 7.91 1,260,552 0 0 1.17 104,703 0.61 54,467 0.28 24,664 2,360,290 26.35Kenko 762,039 19.83 15,114 15,896 7.91 125,692 0 0 1.17 891 0.61 463 0.28 210 139,242 182.72Tap Chuquiaguillo 10,300,977 13.70 141,152 15,842 7.59 120,167 0 0 1.17 12,042 0.61 6,264 0.28 2,837 240,177 23.32Miguillas 9,291,975 14.96 139,019 19,838 8.19 162,437 0 0 1.17 10,862 0.61 5,651 0.28 2,559 282,383 30.39TOTAL - COBEE 109,921,214 1,578,858 210,996 7.91 1,668,848 0 0 128,498 66,846 30,270 3,022,092

CECBB 24,924,072 14.48 360,945 39,288 7.77 305,445 0 0 1.17 29,136 0.61 15,157 0.28 6,863 615,233 24.68

ERESA 7,220,893 16.03 115,756 16,266 9.07 147,606 0 0 1.17 8,441 0.61 4,391 0.28 1,988 248,541 34.42

HB 52,180,609 12.97 676,754 83,685 7.08 592,583 0 0 1.17 60,999 0.61 31,732 0.28 14,369 1,162,237 22.27

SYNERGIA 3,320,998 14.96 49,666 7,095 8.04 57,055 0 0 1.17 3,882 0.61 2,020 0.28 915 99,905 30.08

GBE 0 0.00 0 0 0.00 0 0 0 1.17 0 0.61 0 0.28 0 0 0.00

SDB 187,325 15.97 2,992 1,221 8.19 9,998 0 0 1.17 219 0.61 114 0.28 52 12,605 67.29

ENDE ANDINA 46,117,208 14.74 679,996 76,964 7.77 598,359 0 0 1.17 53,911 0.61 28,045 0.28 12,700 1,183,699 25.67

C. Moxos 4,802,828 13.91 66,798 12,077 7.15 86,349 10368 116,911 1.17 5,615 0.61 2,921 0.28 1,323 270,569 56.34C. Trinidad -4,317 13.53 -58 0 0.00 0 0 0 1.17 -5 0.61 -3 0.28 -1 -50 11.48TOTAL ENDE GEN 4,798,511 66,740 12,077 7.15 86,349 10368 116,911 5,609 2,918 1,321 270,519

TOTALES 536,102,481 14.75 7,909,846 1,114,152 8,781,273 118,105 131,315 626,704 326,017 147,629 15,840,188 29.55

Tipo de cambio 6.96 Bs/US$

Nota.- La Potencia Firme Remunerada corresponde a la Potencia Firme afectada por los descuentos por indisponibilidad de unidades de generación.


28. CARGO POR RETIROS EN EL MEM - FEBRERO DE 2013

AGENTE Energía Potencia de Punta R. F. / P. D. / C. U. Peaje TDE Peaje ISA Peaje ENDE Compensación Total Monómico

kWh US$/MWh US$ US$/kW kW US$ US$/kW US$ US$/kW US$ US$/kW US$ US$/kW US$ US$ US$ US$/MWh

Guaracachi 159,499,216 15.24 2,430,598 8.06 351,300 2,829,985 0.83 36,360 1.80 633,833 0.90 316,038 0.41 143,023 (231,765) 6,158,072 38.61Urubó 26,005,846 15.20 395,342 8.08 75,500 610,059 0.83 7,814 1.80 136,221 0.90 67,922 0.41 30,738 (49,810) 1,198,285 46.08Arboleda 19,484,016 15.10 294,111 8.02 41,830 335,351 0.83 4,329 1.80 75,472 0.90 37,631 0.41 17,030 (27,597) 736,328 37.79TOTAL- CRE 204,989,078 15.22 3,120,051 8.06 468,630 3,775,395 48,503 845,526 421,591 190,791 (309,172) 8,092,685

Kenko 93,637,683 14.77 1,383,093 7.91 204,180 1,614,477 0.83 21,133 1.80 368,392 0.90 183,685 0.41 83,127 (134,705) 3,519,202 37.58Cota Cota 7,720,233 14.54 112,286 7.76 16,990 131,765 0.83 1,758 1.80 30,654 0.90 15,285 0.41 6,917 (11,209) 287,457 37.23Bolognia 9,402,828 14.44 135,796 7.69 20,010 153,939 0.83 2,071 1.80 36,103 0.90 18,001 0.41 8,147 (13,201) 340,856 36.25Tap Bahai 0 0.00 0 7.66 0 0 0.83 0 1.80 0 0.90 0 0.41 0 (0) 0 N/APampahasi 3,918,015 14.33 56,156 7.63 9,150 69,850 0.83 947 1.80 16,509 0.90 8,232 0.41 3,725 (6,037) 149,382 38.13Chuspipata 1,116,667 13.40 14,963 7.08 3,190 22,589 0.83 330 1.80 5,756 0.90 2,870 0.41 1,299 (2,105) 45,701 40.93Caranavi 2,417,042 13.58 32,822 7.16 5,470 39,148 0.83 566 1.80 9,869 0.90 4,921 0.41 2,227 (3,609) 85,945 35.56TOTAL - ELECTROPAZ 118,212,468 14.68 1,735,116 7.84 258,990 2,031,768 26,805 467,283 232,994 105,441 (170,865) 4,428,542

Arocagua 57,429,680 15.03 863,045 8.04 132,650 1,066,722 0.83 13,729 1.80 239,334 0.90 119,335 0.41 54,005 (87,514) 2,268,656 39.50Valle Hermoso 18,515,130 15.33 283,756 8.03 47,900 384,499 0.83 4,958 1.80 86,424 0.90 43,092 0.41 19,501 (31,601) 790,628 42.70Irpa Irpa 956,650 15.26 14,603 8.31 2,840 23,591 0.83 294 1.80 5,124 0.90 2,555 0.41 1,156 (1,874) 45,449 47.51Chimore 4,104,423 14.82 60,829 7.84 14,840 116,334 0.83 1,536 1.80 26,775 0.90 13,350 0.41 6,042 (9,790) 215,076 52.40TOTAL - ELFEC 81,005,883 15.09 1,222,232 8.03 198,230 1,591,146 20,517 357,656 178,333 80,704 (130,779) 3,319,809

Vinto 24,023,672 15.10 362,757 8.19 50,520 413,670 0.83 5,229 1.80 91,151 0.90 45,449 0.41 20,568 (33,330) 905,494 37.69Catavi 6,588,612 15.67 103,246 8.58 17,250 147,977 0.83 1,785 1.80 31,123 0.90 15,519 0.41 7,023 (11,380) 295,293 44.82TOTAL - ELFEO 30,612,284 15.22 466,003 8.29 67,770 561,647 7,014 122,274 60,968 27,591 (44,710) 1,200,786

Sacaca 193,235 15.56 3,007 8.43 760 6,409 0.83 79 1.80 1,371 0.90 684 0.41 309 (501) 11,357 58.78Ocuri 317,407 16.14 5,122 9.02 1,190 10,737 0.83 123 1.80 2,147 0.90 1,071 0.41 484 (785) 18,899 59.54Potosi 20,734,423 16.64 345,016 9.45 48,520 458,587 0.83 5,022 1.80 87,542 0.90 43,650 0.41 19,754 (32,010) 927,560 44.74Punutuma 2,661,067 16.33 43,448 9.07 6,870 62,342 0.83 711 1.80 12,395 0.90 6,180 0.41 2,797 (4,532) 123,341 46.35Atocha 5,119,841 16.75 85,750 9.42 11,410 107,469 0.83 1,181 1.80 20,586 0.90 10,265 0.41 4,645 (7,528) 222,369 43.43Don Diego 2,162,522 16.42 35,502 9.31 5,610 52,209 0.83 581 1.80 10,122 0.90 5,047 0.41 2,284 (3,701) 102,043 47.19CM Karachipampa 491,897 16.47 8,103 9.37 7,450 69,816 0.83 771 1.80 13,442 0.90 6,702 0.41 3,033 (4,915) 96,952 197.10Punutuma - Lipez 70,826 16.29 1,153 8.95 400 3,579 0.83 41 1.80 722 0.90 360 0.41 163 (264) 5,754 81.24TOTAL - SEPSA 31,751,218 16.60 527,101 9.38 82,210 771,147 8,509 148,327 73,958 33,470 (54,237) 1,508,275

Mariaca 0 0.00 0 9.03 50 452 0.83 5 1.80 90 0.90 45 0.41 20 (33) 579 N/ASucre 11,576,680 15.97 184,937 8.66 29,850 258,508 0.83 3,089 1.80 53,857 0.90 26,854 0.41 12,153 (19,693) 519,706 44.89Sucre - Fancesa 6,659,164 15.70 104,544 8.58 17,350 148,904 0.83 1,796 1.80 31,304 0.90 15,608 0.41 7,064 (11,446) 297,773 44.72TOTAL - CESSA 18,235,844 15.87 289,481 8.63 47,250 407,864 4,890 85,251 42,507 19,237 (31,173) 818,058

Yucumo 1,504,229 13.76 20,698 7.20 3,860 27,785 0.83 400 1.80 6,964 0.90 3,473 0.41 1,572 (2,547) 58,344 38.79San Borja 0 0.00 0 0.00 0 0 0.00 0 1.80 0 0.90 0 0.41 0 (0) 0 N/ASan Ignacio de Moxos 239,768 14.03 3,364 7.17 470 3,370 0.83 49 1.80 848 0.90 423 0.41 191 (310) 7,934 33.09Trinidad 6,544,511 14.04 91,857 7.15 14,760 105,532 0.83 1,528 1.80 26,631 0.90 13,278 0.41 6,009 (9,738) 235,097 35.92Punutuma 30,585 16.27 498 8.95 90 805 0.83 9 1.80 162 0.90 81 0.41 37 (53) 1,539 50.31TOTAL - ENDE 8,319,093 13.99 116,416 7.17 19,180 137,492 1,985 34,606 17,255 7,809 (12,648) 302,914

EMIRSA 1,197,430 14.83 17,761 8.17 1,930 15,762 0.83 200 1.80 3,482 0.90 1,736 0.41 786 (1,273) 38,453 32.11EMVINTO 2,961,349 14.86 44,018 8.19 7,340 60,102 0.83 760 1.80 13,243 0.90 6,603 0.41 2,988 (4,842) 122,872 41.49COBOCE 3,833,159 15.12 57,967 8.31 15,000 124,601 0.83 1,553 1.80 27,064 0.90 13,494 0.41 6,107 (9,896) 220,890 57.63Retiros V. Hermoso p/EMSC 6,352,507 16.17 102,698 8.95 13,308 119,054 0.83 1,377 1.80 24,010 0.90 11,972 0.41 5,418 (8,779) 255,749 40.26Retiros Cobee p/EMSC 19,057,521 16.17 308,094 8.95 39,923 357,162 0.83 4,132 1.80 72,030 0.90 35,915 0.41 16,253 (26,338) 767,248 40.26

TOTALES 526,527,834 15.21 8,006,938 8.16 1,219,760 9,953,140 126,245 2,200,752 1,097,327 496,595 (804,713) 21,076,283 40.03Tipo de cambio 6.96 Bs/US$


29. FACTOR DE NODO MENSUAL - FEBRERO DE 2013

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8 gch069

arb115

car230

cor115

sis115

aro115

vhe115

vin069 ken115

tch115

chs115

tri115

arj069

pun069

kar069

Factor de Nodo para Generación

Promedio Mínimo Máximo

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8 gch069

uru069 arb115

aro115

vhe115

cbc115

chi230

vin069

vin115

cat069

ken115

cot115

bol115

tba115 pam115

chs115 crn115

yuc115 sbo115

mox115

tri115

mar069

arj069

suc069

sac115

ocu115

pot069

pun069

pun230

ato069 ddi069

kar069

Factor de Nodo para Retiros

Promedio Mínimo Máximo


30. EVOLUCION DEL FONDO DE ESTABILIZACION AL MES DE FEBRERO DE 2013

Mar 12 Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 13 Feb MMUS$ (29.8) (29.1) (29.7) (30.4) (30.9) (31.9) (33.3) (34.3) (34.5) (33.0) (31.2) (29.2)

(37.0)

(32.0)

(27.0)

(22.0)

(17.0)

(12.0)

(7.0)

(2.0)

3.0

8.0 MMUS$


31. NOVEDADES - FEBRERO DE 2013

Eventos destacables:

- Operación en Tiempo Real

01/02/2013 12:00:00 a.m.

01/02/2013 12:00:00 a.m.

01/02/2013 12:00:00 a.m.

01/02/2013 12:00:00 a.m.

02/02/2013 7:17:00 p.m.

02/02/2013 9:33:42 p.m.

09/02/2013 7:49:00 p.m.

10/02/2013 7:12:41 p.m.

10/02/2013 5:27:00 p.m.

11/02/2013 12:30:00 a.m.

11/02/2013 11:25:00 a.m.

Debido a falla en el sistema de control de la unidad GCH12, se produjo variaciones bruscas de potencia activa en las unidades generadoras GCH09 (49 a 55 MW), GCH10 (47 a 54 MW) y GCH12 (70 a 86 MW), produciendo fuertes variaciones de frecuencia de 50.58 a 49.3 Hz en el Sistema. A hora 00:30 ENDED informó la desconexión del alimentador 105 de subestación Rebaje en Trinidad por operación de la protección de baja frecuencia con 0.921 MW de carga y a hora 00:31:52 ELECTROPAZ, informó la desconexión de los alimentadores Huayna Potosí (1.0 MW), Brasil (0.5 MW) y Laja (1.8 MW) correspondientes a la primera etapa de Gradiente del EDAC. Asimismo, a hora 00:32:12 se produjo el disparo de la unidad generadora KAN por altas vibraciones en cojinetes.

A partir del 2 de julio de 2012 a hora 12:01, por causa no determinada se produjo un incendio en Central Moxos, quedando indiponibles las unidades generadoras MOS09, MOS10, MOS11, MOS12, MOS13 y MOS14. A la fecha continúan indisponibles estas unidades.A partir del 25 de enero de 2013 a hora 16:31, estuvo indisponible la unidad generadora GCH01 por falla en el ventilador de la excitatriz. En fecha domingo 3 de febrero de 2013 a hora 22:29, EGSA declaró la disponibilidad de la unidad.A partir del 15 de diciembre de 2012 a hora 23:13, estuvo indisponible la unidad generadora BUL02 por fuga de aceite en interior de turbina y daño en álabes de la sección LPT. CECBB informó que la unidad estará disponible el 27 de marzo de 2013.

A partir del 26 de enero de 2013 a hora 14:40, estuvo indisponible la unidad generadora COR03 por daños en el generador. En fecha 3 de febrero de 2013 a hora 17:22, CORANI declaró la disponibilidad de la unidad.

Debido a problemas en la oferta de generación por la indisponibilidad forzada y programada de unidades de generación, el retraso en el ingreso de unidades generadoras y las limitaciones de potencias en algunas unidades del SIN, el CDC instruyó lo siguiente: operación en carga base de todo el parque térmico y máxima generación en sistema Miguillas, Zongo, Corani, Kanata e Hidrobol; regulación de voltaje a partir de hora 19:37 en las empresas distribuidoras CRE (6.2 MW), ELECTROPAZ (6.0 MW), ELFEC (2.3 MW), CESSA (0.91 MW), ELFEO (0.8 MW), SEPSA (0.8 MW). A pesar de las anteriores medidas, debido a una disminución momentánea en la potencia en las unidades generadoras GCH09 y GCH10 en 10 MW, a hora 19:42 se produjo el descenso de la frecuencia hasta 49.11 Hz, ocasionando la activación de la primera etapa de subfrecuencia del EDAC en ELFEC, Minera San Cristóbal y ENDE D con una carga de 6.23 MW. De hora 19:47 a 20:11 ENDE D, Minera San Cristóbal y ELFEC en coordinación con el CDC procedieron a la normalización de la carga desconectada.

Estuvo indisponible la unidad generadora GCH12 por problemas en el sistema de control. En fecha sábado 16 de febrero de 2013 a hora 14:54, EGSA declaró la disponibilidad de la unidad.

Debido a contacto de tirante suelto de una antena, se produjo la desconexión de la línea Carrasco - Guaracachi 230 kV, en circunstancias en que el flujo de potencia de Carrasco a Guaracachi era de 65.13 MW. Simultáneamente por descargas atmosféricas se produjo la desconexión de la línea Guaracachi – Parque Industrial 69 kV. A partir de hora 21:30 hasta 24:00 debido a descargas atmosféricas y fuertes vientos, CRE informó la desconexión de carga en las subestaciones Guaracachi, Zoológico, Feria Exposición, Trompillo, Villa Primero de Mayo, Parque Industrial, Cañoto y Paraíso haciendo un total de carga de 62.1 MW.

Estuvo indisponible la unidad generadora VHE07 por problemas en el regulador de voltaje. El martes 12 de febrero de 2013 a hora 11:09, VHE declaró la disponibilidad de la unidad.

Debido a contacto accidental de maquinaria pesada, se produjo la desconexión de las líneas Kenko – Pampahasi - Tap Chuquiaguillo 115 kV, al operar las protecciones de los interruptores A3-304 de subestación Kenko, A3-570 de subestación Pampahasi y A332 de subestación Tap Chuquiaguillo, en circunstancias en que el flujo de potencia de Chuspipata a Tap Chuquiaguillo era de 66 MW, dejando sin suministro de energía a las subestaciones Cota Cota, Bolognia y Pampahasi con una carga total de 30.8 MW. Simultáneamente dispararon las unidades generadoras BOT03 (3.5 MW) y SAI (10.4 MW), produciéndose en el Sistema la disminución brusca de la frecuencia hasta 49.40 Hz activando la primera etapa de Gradiente del EDAC en CRE (10.1 MW), ELECTROPAZ (6.1 MW), COBOCE (0.4 MW), EMIRSA (0.37 MW) y Minera San Cristóbal (7.57 MW). En el área formada desde Chuspipata hasta Trinidad, se produjo el disparo de las unidades generadoras CHJ (35.7 MW), YAN (46.5 MW), CJL01 (0.25 MW), MOS01 (1.14 MW), MOS02 (1.14 MW), MOS03 (1.14 MW), MOS04 (1.14 MW), MOS05 (1.14 MW), MOS06 (1.14 MW), MOS07 (1.14 MW), MOS08 (0.86 MW), debido a la operación de la protección de sobrefrecuencia y bajo voltaje, dejando sin suministro de energía eléctrica a las subestaciones Pichu, Caranavi, Guanay, Yucumo, San Ignacio de Moxos y Trinidad, con una carga de 15.54 MW en ENDED y 4.3 MW en ELECTROPAZ.

Estuvo indisponible la unidad generadora CRB por problemas de aislación en las bobinas del generador. En fecha martes 12 de febrero de 2013 a hora 14:19, COBEE declaró la disponibilidad de la unidad.





11/02/2013 7:09:31 p.m.

17/02/2013 12:40:30 p.m.

18/02/2013 2:49:51 p.m.

18/02/2013 8:34:49 p.m.

19/02/2013 5:38:48 p.m.

25/02/2013 9:29:39 a.m.

26/02/2013 2:04:56 p.m.

27/02/2013 6:46:08 p.m.

Debido a causa aún no determinada se produjo la desconexión de la línea Vinto - Inti Raymi 115 kV, quedando sin suministro de energía EMIRSA con una carga de 2.2 MW. A hora 14:50 TDE en coordinación con EMIRSA y el CDC normalizó el suministro de energía eléctrica al Complejo.

Debido a descargas atmosféricas se produjo la desconexión de las líneas Caranavi – Yucumo 115 kV, San Ignacio de Moxos – Trinidad 115 kV (por transferencia de disparo) y por la operación de la protección de separación de áreas se desconectó el transformador de potencia TRTRI11501, en circunstancias en que el flujo de potencia de San Ignacio de Moxos a Trinidad era de 3.51MW, interrumpiendo el suministro de energía a las poblaciones de Yucumo (1.277 MW), San Borja (0.845 MW) y San Ignacio de Moxos (0.457 MW). En el área de Trinidad aislada se produjo la operación del EDAC hasta la octava etapa de subfrecuencia, desconectando los alimentadores 103 (1.421 MW), 105 (1.347 MW) y 102 (2.255 MW), permaneciendo en sistema las unidades generadoras MOA07, MOA08, MOS01, MOS03, MOS04, MOS06, MOS07 y MOS08 con una generación total de 6.5 MW.

Debido al contacto accidental del flexometro de un albañil con la línea de transmisión en 69 kV, se produjo la desconexión de la línea Tembladerani – Tarapacá – Kenko 69 kV, interrumpiendo el suministro de energía a la subestación Tarapacá con 12.0 MW de carga.

Debido al contacto de una volqueta con la línea de transmisión Bolognia – Cota Cota 115 kV, se produjo la desconexión de las líneas Kenko – Cota Cota – Bolognia – Pampahasi 115 kV y de la línea de transmisión Kenko - Mazocruz 115 kV, en circunstancias en que el flujo de potencia de Mazocruz a Kenko era 14.1 MW y de Tap Chuquiaguillo a Pampahasi era 77.4 MW, dejando sin suministro de energía a las subestaciones Cota Cota, Bolognia y Pampahasi con una carga de 65.6 MW, quedando operando de forma aislada el área Norte y Trinidad del SIN. En esta área, por el Esquema de desconexión de carga DAC, se produjo la desconexión de la línea Kenko – Tilata 69 kV con una carga de 24.3 MW, registrándose un incremento de la frecuencia hasta 50.5 Hz. Asimismo se produjo el disparo de las unidades generadoras HAR02 (12.77 MW), HAR01 (13.77 MW), BOT03 (3.5 MW) por la operación de la protección de sobrefrecuencia y la unidad generadora SRO01 (6.93 MW) por operación del relé 86E de COBEE, ALT01 (16.6 MW) por operación del rele 52 de Valle Hermoso y las unidades generadoras MOS01 (1.14 MW) y MOA08 (0.74 MW) por sobrefrecuencia.

Debido a falla permanente en el transformador TRPUN069, se produjo la desconexión de la línea Punutuma - Punutuma Hidro 69 kV, y a hora 14:50:05 se produjo la desconexión del autotransformador ATPUN230, por activación del relé de bloqueo 86. Simultáneamente se desconectaron las unidades generadoras KIL03 (4.9 MW), PUH (2.3 MW) con un total de carga de 7.2 MW y a hora 14:50 y 14:59 ERESA procedió a la parada de emergencia de las unidades KIL01 (3.31 MW), LAN03 (3.11 MW) con un total de carga de 6.42 MW, dejando sin suministro de energía a la empresa minera Sinchi Wayra y la población Agua Castilla con una carga de 2.8 MW. De hora 16:00:36 a 16:02:54 TDE a solicitud de SEPSA y en coordinación con el CDC e ISABOL, procedió a aislar la barra en 69 kV de subestación Punutuma con el propósito de aislar el transformador TRPUN069 salida línea Caracota.

Debido a contacto accidental de vehículo (volqueta), se produjo la desconexión de la línea Kenko- Pampahasi 115 kV, en circunstancias en que el flujo de potencia de Tap Chuquiaguillo a Pampahasi era de 82.1 MW. Simultáneamente, dispararon unidades generadoras BOT03 (3.5 MW) y SAI (10.5 MW) por la operación de las protecciones de sobrecorriente y sobrevoltaje respectivamente, ocasionando en el Sistema la disminución brusca de la frecuencia hasta 49.63 Hz, activando la primera etapa de Gradiente del EDAC en ELECTROPAZ (4.2 MW), EMIRSA (0.35 MW), ENDED (1.23 MW) dejando sin suministro de energía eléctrica las subestaciones Cota Cota (11.6 MW), Bolognia (13.7 MW) y Pampahasi (6.1 MW) de ELECTROPAZ con una carga total de 31.4 MW ocasionando el incremento de frecuencia hasta 50.24 Hz.Debido a una falla identificada en el pararrayo de subestación Caracollo, se produjo la desconexión de la línea Huayñacota – Tablachaca – Tap Colquiri – Caracollo – Socomani – Norte – Sur 69 kV, quedando sin suministro de energía eléctrica las subestaciones Tablachaca, Colquiri, Caracollo, Socomani y Norte con una carga aproximada de 17.0 MW.

Debido a contacto accidental de vehículo (volqueta), se produjo la desconexión de la línea Kenko - Pampahasi 115 kV, en circunstancias en que el flujo de potencia era de 89.4 MW de Tap Chuquiaguillo a Pampahasi. Simultáneamente dispararon las unidades generadoras BOT03 (3.5 MW) y SRO02 (13 MW) por la operación de la protección de sobrecorriente produciéndose en el Sistema la disminución brusca de la frecuencia hasta 49.54 Hz, activando la primera etapa de Gradiente del EDAC en ELECTROPAZ (7.5 MW), EMIRSA (0.37 MW), ENDED (1.5 MW). Posteriormente quedaron sin suministro de energía eléctrica las subestaciones Cota Cota, Bolognia, Pampahasi de ELECTROPAZ con una carga total de 40.2 MW ocasionando el incremento de frecuencia hasta 50.3 Hz.





- Sistema SCADANo se registraron eventos de consideración

- Sistema de Medición Comercial

Debido a que los registros de medición del punto de retiro de EMVINTO no se encontraban disponibles, para la elaboración del documento de transacciones mensuales del mes de febrero 2013 se tuvo que emplear información estimada en dicho punto de medición.

Debido a una falla intermitente presentada en las señales de tensión en el punto de medición Alto Achachicala 3, que ha afectado la medición de dicho punto de retiro, para la elaboración del documento de transacciones mensuales del mes de enero de 2013 se ha empleado información estimada en dicho punto de medición.

Durante el mes de febrero de 2013, la unidad VHE01 tuvo que permanecer en operación contínua debido a problemas en su sistema de arranque; por tanto, los registros de medición correspondientes a dicha unidad fueron compensados en algunas unidades de las centrales Valle Hermoso, Carrasco, Guaracachi y Aranjuez.

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estm_cndc0213