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EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

INFORME DE POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO DE LOS PARTICIPANTES PRODUCTORES

AÑO 2013

OCTUBRE 2012.

EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Informe de Potencia Firme de Largo Plazo de los Participantes Productores


1

INFORME DE POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO

DE LOS PARTICIPANTES PRODUCTORES

AÑO 2013

1. INTRODUCCIÓN

Las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad definen

en su numeral 2.1 Definiciones, la Potencia Firme de Largo Plazo. Dicha

potencia es:

“un atributo de una unidad generadora o un Grupo Generador Conjunto que

mide la potencia que es capaz de garantizar en condiciones de máximo

requerimiento, y que es función de sus características técnicas y operativas,

el requisito de confiabilidad regulado, y el compromiso que asume el

Participante Productor. Se calcula de acuerdo a los criterios y

procedimientos definidos en las presentes Reglas Comerciales.”

En el presente informe se muestran los valores de potencia firme de largo

plazo tanto para las unidades térmicas como para las centrales hidráulicas,

que estarán vigentes para el año 2013. Estos valores serán considerados por

el Centro Nacional de Despacho (CND) para evaluar los compromisos de

potencia que pueden adquirir los Participantes Productores para el siguiente

año.

2. POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO PARA UNA CENTRAL

HIDRÁULICA

Las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad

establecen para el caso de las unidades hidráulicas lo siguiente, con relación a

su potencia firme de largo plazo:

“5.3.1.2. La Potencia Firme de Largo Plazo de una central hidroeléctrica o

eólica mide la potencia que dicha central puede garantizar a entregar

durante el período de máximo requerimiento previsto para el sistema con una

determinada probabilidad de excedencia, dado el régimen hidrológico o de

vientos de la central.



2

5.3.1.3. La probabilidad de excedencia a utilizar debe corresponder al nivel

de confiabilidad pretendido para el abastecimiento, y corresponde al riesgo

de reducción en la oferta hidroeléctrica o eólica por el aleatorio hidrológico

(períodos secos) o de vientos. Inicialmente, se considerará una probabilidad

del 95 %. Este porcentaje sólo podrá ser modificado por la ASEP de

justificarlo los criterios de confiabilidad vigentes.

5.3.1.4 El CND debe calcular la potencia firme de largo plazo de cada

central hidroeléctrica y eólica con los modelos y procedimientos definidos en

el Reglamento de Operación. El procedimiento de cálculo deberá tener en

cuenta:

a) La aleatoriedad de la hidrología o el régimen de vientos;

b) Para las hidroeléctricas, las características del embalse, de existir, y su

capacidad de regulación y de empuntamiento;

c) Las características de la central;

d) Para cada central hidroeléctrica de una cadena, la topología de otras

centrales ubicadas sobre la misma cuenca, que afectan los caudales entrantes

y/o capacidad de generación de la central.

e) La disponibilidad real de la central en los últimos tres años para cada una

de sus unidades generadoras y/o el resultado de cualquier auditoría

solicitada por el participante productor con el objeto de reflejar una mejora

en el desempeño de sus unidades, sobre los resultados de disponibilidad de

los tres años anteriores. La forma como estos valores afectarán el cálculo de

la Potencia Firme será establecido en la correspondiente Metodología de

Detalle.

3. POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO PARA UNA CENTRAL

TÉRMICA

Las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad definen,

para el caso de las unidades térmicas, la Potencia Firme de Largo Plazo como:

“5.3.1.5 La Potencia Firme de Largo Plazo de una unidad generadora

térmica es su potencia efectiva afectada por la disponibilidad que



3

compromete el Participante Productor que la comercializa y que no puede

ser superior a su potencia efectiva afectada por la disponibilidad real de la

central en los últimos tres años para cada una de sus unidades generadoras,

o el que corresponda por incumplimientos reiterados de acuerdo a lo

indicado en la reglamentación vigente, y/o el resultado de cualquier auditoría

solicitada por el participante productor con el objeto de reflejar una mejora

en el desempeño de sus unidades, sobre los resultados de disponibilidad de

los tres años anteriores. La forma como estos valores afectarán el cálculo de

la Potencia Firme será establecido en la correspondiente Metodología de

Detalle. Si el Participante Productor ha estado disponible los tres últimos

años y asume el compromiso del 100 % de su potencia efectiva, la potencia

firme de largo plazo de la unidad coincidirá con su potencia efectiva. La

disponibilidad comprometida puede ser variable a lo largo del año”.

3.5.1.6. Cada año a más tardar el 10 de Octubre, el Autogenerador definirá

sus requerimientos de potencia y energía propios para el año siguiente y las

unidades destinadas a cubrirlos, los que serán informados al CND. Los

excedentes deberán ser ofertados en los Actos de Concurrencia que convoque

el Gestor en función de lo establecido en las Reglas de Compra, aquellos

excedentes firmes no comprometidos como resultado de la participación en

los Actos de Concurrencia podrán ser vendidos por contratos a Grandes

Clientes o Distribuidores u ofertados como potencia firme de largo plazo.

4. CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO PARA

LAS CENTRALES HIDRÁULICAS

En el Informe de Potencia Firme de Largo Plazo correspondiente al año 2008

se muestran las consideraciones utilizadas por el CND para el cálculo de la

potencia firme de largo plazo para las centrales hidráulicas de La Estrella, Los

Valles, Fortuna, Bayano, Estí, Antón I, Antón II, Candela, Concepción,

Dolega, Macho de Monte y La Yeguada. En el informe correspondiente al

año 2009, se incluyeron los cálculos de las centrales Los Algarrobos, Antón

III y las actualizaciones de los valores de potencia firme de largo plazo de las

centrales Fortuna, Bayano y Estí. En el informe correspondiente al año 2010

se presentan las consideraciones para los valores de potencia firme de largo

plazo de las centrales hidráulicas Mendre, Gualaca, Lorena, Bajo de Mina y

Macano. En el informe correspondiente al año 2011 se presentan las



4

consideraciones para los valores de potencia firme de largo plazo de las

centrales hidráulicas Los Planetas I (Saltos del Francolí), Chan I y Paso

Ancho. En el informe correspondiente al año 2012 se presentaron las

consideraciones para los valores de potencia firme de largo plazo de las

centrales hidráulicas Prudencia, Baitún, El Fraile, Mendre II, Las Perlas

Norte, Las Perlas Sur, Cochea, Pedregalito y Pedregalito 2.

En el Anexo A del presente informe se incluyen las consideraciones para el

cálculo de la potencia firme de largo plazo de las centrales hidráulicas Río

Piedra, El Alto, La Huaca, Pando, Monte Lirio, San Lorenzo, que se estiman

en operación comercial durante el próximo año; además de la revisión de la

potencia firme de largo plazo de Fortuna.

5. POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO SUMINISTRADA POR

LOS PARTICIPANTES PRODUCTORES TÉRMICOS

En cumplimiento de lo que establece el numeral 5.3.1.5 y el numeral 3.5.1.6

de las Reglas Comerciales, el CND solicitó a todos los Participantes

Productores térmicos, la potencia nominal de sus unidades de generación,

incluyendo cualquier reducción, el consumo de auxiliares, su potencia

efectiva y cuanto de esta potencia efectiva estaban dispuestos a comprometer.

En el Anexo B se muestran las notas remisorias enviadas por el CND

solicitando la información antes descrita. En este mismo anexo, se muestra la

respuesta suministrada por los Participantes Productores.

En el Anexo C se muestran los datos de disponibilidad real determinados en

cumplimiento de la actualización de la Metodología de Detalle para el

Cálculo de Disponibilidad de Generadores en el Mercado Mayorista de

Electricidad (DIS) aprobada mediante Resolución AN No.5665-Elec del 23

de octubre de 2012.

En el Anexo D se muestra un cuadro resumen informando los

incumplimientos semanales e incumplimientos reiterados de los Participantes

Productores a sus compromisos al 30 de septiembre de 2012.



5

6. POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO DE LOS

PARTICIPANTES PRODUCTORES

A continuación se muestran los valores de la potencia firme de largo plazo de

los Participantes Productores vigentes para el año 2013.

Centrales Hidráulicas

Para las centrales hidráulicas los resultados se muestran la tabla No.1

Centrales Térmicas

Para las centrales térmicas los resultados se muestran en la tabla No.2



6

Central semana 1 semana 2 semana 3 semana 4 semana 5 semana 6 semana 7 semana 8 semana 9 semana 10 semana 11 semana 12 semana 13

Total ESEPSA 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31

La Yeguada 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00

Macho de Monte 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80

Dolega 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10

Los Algarrobos 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41

Total Hidro-PMA 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74

Antón I 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón II 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón II 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26

Total Mendre 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243

Total (Bontex) Gualaca 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04 23.04

Total Alternegy 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71

Lorena 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62

Prudencia 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09

Total IDEAL PMA 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16

Bajo de Mina 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07

Baitún 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09

Total Hidro-Boquerón 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898 0.898

Total Hidro-Candela 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297 0.1297

Total Paso Ancho 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30

Total Concepción 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49

Total AES 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55

La Estrella 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13

Los Valles 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63

Bayano 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12

Estí 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67

Total Hidro Ibérica 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

El Fraile 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

Total Mendre II 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

Total Pedregalito 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25

Total Pedregalito 2 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22

Total Las Perlas 0.00 0.00 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 4.92 4.92

Las Perlas Norte 0.00 0.00 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Las Perlas Sur 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.46 2.46

Total Río Piedra 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786

Total El Alto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total La Huaca 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total Pando 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total Monte Lirio 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total San Lorenzo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.33

Total COCHEA 0.000 0.000 0.000 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064

Total Saltos del Francolí 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total AES Changuinola 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33 175.33

Total Fortuna 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440

Tabla No.1

POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO

CENTRALES HIDRÁULICAS

AÑO 2013

(MW)



7


Total ESEPSA 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31

La Yeguada 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00

Macho de Monte 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80

Dolega 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10

Los Algarrobos 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41

Total Hidro-PMA 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74

Antón I 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón II 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón III 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26

Total Mendre 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243


Total Alternegy 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71

Lorena 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62

Prudencia 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09

Total IDEAL PMA 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16

Bajo de Mina 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07

Baitún 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09



Total Paso Ancho 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30


Total AES 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55

La Estrella 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13

Los Valles 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63

Bayano 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12

Estí 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67

Total Hidro Ibérica 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

El Fraile 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

Total Mendre II 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000


Total Pedregalito 2 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22

Total Las Perlas 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92

Las Perlas Norte 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Las Perlas Sur 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Total Río Piedra 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786

Total El Alto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total La Huaca 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total Pando 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00



Total COCHEA 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064



Total Fortuna 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440



AÑO 2013

(MW)

Tabla No.1



8


Total ESEPSA 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31

La Yeguada 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00

Macho de Monte 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80

Dolega 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10

Los Algarrobos 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41

Total Hidro-PMA 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74

Antón I 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón II 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón III 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26

Total Mendre 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243


Total Alternegy 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71Lorena 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62

Prudencia 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09

Total IDEAL PMA 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16

Bajo de Mina 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07

Baitún 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09



Total Paso Ancho 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30


Total AES 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55

La Estrella 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13

Los Valles 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63

Bayano 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12

Estí 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67

Total Hodro Ibérica 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

El Fraile 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

Total Mendre II 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000


Pedregalito I 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25

Pedregalito II 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22

Total Las Perlas 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92

Las Perlas Norte 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Las Perlas Sur 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Total Río Piedra 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786

Total El Alto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14

Total La Huaca 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total Pando 0.00 0.00 0.00 0.00 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13



Total COCHEA 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06 3.06



Total Fortuna 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440



AÑO 2013

(MW)

(cont.) Tabla No.1



9


Total ESEPSA 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31 7.31

La Yeguada 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00

Macho de Monte 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80

Dolega 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10

Los Algarrobos 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41

Total Hidro-PMA 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74 0.74

Antón I 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón II 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24

Antón III 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26

Total Mendre 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243 3.9243


Total Alternegy 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71 80.71

Lorena 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62 30.62

Prudencia 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09 50.09

Total IDEAL PMA 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16 51.16

Bajo de Mina 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07 20.07

Baitún 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09 31.09



Total Paso Ancho 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30 4.30


Total AES 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55 306.55

La Estrella 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13 16.13

Los Valles 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63 17.63

Bayano 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12 160.12

Estí 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67 112.67

Total Hodro Ibérica 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

El Fraile 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993 0.4993

Total Mendre II 0.000 0.000 0.000 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556


Pedregalito I 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25

Pedregalito II 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22 3.22

Total Las Perlas 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92

Las Perlas Norte 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Las Perlas Sur 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46

Total Río Piedra 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786 1.786

Total El Alto 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14 22.14

Total La Huaca 0.00 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17

Total Pando 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13 25.13



Total COCHEA 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064 3.064



Total Fortuna 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440 282.440

(MW)

(cont.) Tabla No.1



AÑO 2013



10


Total TERCARIB 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20

Total INV. BALBOA 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69

Total ESEPSA 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72

CAPIRA 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80

CHITRÉ 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92

Total ATLÁNTICO 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24

Total PAN-AM 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37

Total BLM 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35

Carbón 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50

Ciclo Combinado 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85

Total EGESA 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94

T.GAS No.1 y T.GAS No.2 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94 28.94

Total ACP 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56

Total Pedregal Power 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11 46.11


Total TERCARIB 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20

Total INV. BALBOA 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69

Total ESEPSA 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72

CAPIRA 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80

CHITRÉ 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92

Total ATLÁNTICO 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24

Total PAN-AM 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37

Total BLM 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35

Carbón 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50

Ciclo Combinado 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85

Total EGESA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

T.GAS No.1 y T.GAS No.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total ACP 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56 83.56



CENTRALES TÉRMICAS

AÑO 2013

(MW)

Tabla No.2



11


Total TERCARIB 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20

Total INV. BALBOA 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69

Total ESEPSA 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72

CAPIRA 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80

CHITRÉ 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92

Total ATLÁNTICO 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24

Total PAN-AM 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37

Total BLM 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35

Carbón 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50

Ciclo Combinado 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85

Total EGESA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

T.GAS No.1 y T.GAS No.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total ACP 83.56 83.56 83.56 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66



Total TERCARIB 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20 43.20

Total INV. BALBOA 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69 61.69

Total ESEPSA 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72 8.72

CAPIRA 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80

CHITRÉ 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92 3.92

Total ATLÁNTICO 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24 97.24

Total PAN-AM 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37 82.37

Total BLM 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35 172.35

Carbón 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50 78.50

Ciclo Combinado 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85 93.85

Total EGESA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

T.GAS No.1 y T.GAS No.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total ACP 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66 158.66


(cont.) Tabla No.2


CENTRALES TÉRMICAS

AÑO 2013

(MW)

ANEXO A

REPÚBLICA DE PANAMÁ

CCeennttrroo NNaacciioonnaall ddee DDeessppaacchhoo EEmmpprreessaa ddee TTrraannssmmiissiióónn EEllééccttrriiccaa,, SS..AA..

Gerencia de Operaciones

“Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo del Proyecto El Alto ”

Septiembre de 2008

Grupo de Planeamiento Operativo PLANOP-29-09-2008

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO SEPTIEMBRE DE 2008

Informe del Cálculo de la Potencia PLANOP-29-09-2008

Firme de Largo Plazo Proyecto El Alto

i

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1

2. DEFINICIÓN DE LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO. ..... 1

3. CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO DE LAS CENTRALES HIDRÁULICAS EN PANAMÁ .......................................... 2

4. METODOLOGIA Y PROCEDIMIENTO ......................................... 3

4.1 Plan H ........................................................................................................ 3

4.2 Procedimiento ............................................................................................ 4

5. CRITERIOS ................................................................................... 5

6. PARÁMETROS Y DATOS DEL PROYECTO ............................... 6

6.1 EL ALTO ..................................................................................................... 6

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES EL ALTO ......................... 7

8. CAUDALES AFLUENTES NO NATURALES .................................... 8

9. CAUDALES VERTIDOS ..................................................................... 9

10. RESULTADOS ............................................................................... 10

10.1 EL ALTO ................................................................................................. 10




1

Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo del Proyecto

El Alto

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe incluye los resultados del cálculo de la potencia firme de largo plazo

del proyecto hidroeléctrico El Alto, en base a los datos proporcionados por el gestor del

proyecto, y de acuerdo a los procedimientos y normativas vigentes para su determinación.

2. DEFINICIÓN DE LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO.

Según el Reglamento de Operación - Tomo III Manual de Despacho y Planificación

Horaria, señala lo siguiente:

“(MDP.2.19) La potencia firme de largo plazo de una central hidroeléctrica o eólica se

define como aquella potencia cuya entrega puede ser garantizada por la central durante el

periodo de máximo requerimiento del sistema, correspondiente a las horas de demanda

máxima diaria, con una probabilidad de excedencia de 95%, dado el régimen hidrológico o

de vientos de la central.”

Además:

“(MDP.2.20) En el caso de una central hidroeléctrica, la potencia firme de largo plazo se

calcula utilizando un modelo de simulación hidroeléctrico que reproduce la operación del

sistema hidroeléctrico en forma integrada para un periodo hidrológico registrado de un

mínimo de 30 años. Este modelo calcula la generación mensual para las centrales a filo

de agua o pasada, de embalse o en cascada para el periodo de estudio. Para centrales a

filo de agua o pasada, la potencia firme de largo plazo se estima sobre la base del caudal

diario o mensual afluente captado, garantizado el 95% del tiempo de la curva de duración

de caudales captados. Para las centrales de embalses y centrales en cascada con un




2

embalse regulador importante aguas arriba, la potencia firme de largo plazo se estima en

función de la energía garantizada mensual con probabilidad de ocurrencia del 95% del

tiempo, que puede ser colocada por la central en ocho (8) horas diarias durante todos y

cada uno de los días del mes correspondiente.”

3. CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO DE LAS CENTRALES

HIDRÁULICAS EN PANAMÁ

De acuerdo a las regulaciones existentes, el Centro Nacional de Despacho (CND) debe

determinar la potencia firme de largo plazo de las centrales hidráulicas, cálculo que en la

actualidad se realiza mediante el programa PLAN H.

Para centrales a filo de agua, la potencia firme de largo plazo se determina con base en

los caudales afluentes captados que pueden garantizarse el 95% del tiempo.

Para las centrales con embalse la potencia firme de largo plazo se determina en función

de la energía garantizada mensual con probabilidad de excedencia del 95%, y ésta se

establece de acuerdo al tipo de regulación, ya sea una regulación diaria, semanal,

mensual o anual.

Con el fin de adaptarse a la reglamentación existente, en particular al artículo (MDP.2.20)

del Reglamento de Operación, a través del PLAN H se define la capacidad garantizada de

los proyectos hidroeléctricos con base en ocho (8) horas de funcionamiento diarias, para

el mes de mínimo caudal turbinado del período de estudio. También se indica que la

potencia garantizada debe ser de forma continua dentro del periodo de máxima demanda

en todos y cada uno de los días del mes correspondiente.




3

4. METODOLOGIA Y PROCEDIMIENTO

4.1 Plan H

En general el programa Plan H toma en cuenta la diversidad hidrológica de las diferentes

cuencas hidrográficas, en base, a los registros históricos de caudales mensuales. Este

programa calcula la generación promedio y la potencia máxima disponible mensual, para

las diferentes centrales hidroeléctricas existentes y las que se encuentran en proyecto.

La determinación de la energía firme de las centrales hidroeléctricas se hace en base al

aporte energético bajo una condición hidrológica seca, de acuerdo a las características de

la central, definida con el 95% de probabilidad de excedencia.

En las centrales de filo de agua, en donde no existe suficiente capacidad de regulación, se

presume que los caudales promedios mensuales están disponibles para la producción.

En efecto, para tales centrales debe tomarse en cuenta que para los caudales diarios

superiores a los caudales máximos turbinables, durante la estación lluviosa, el excedente

debe ser vertido. En consecuencia, los caudales promedios mensuales deben ser

corregidos para tomar en cuenta este efecto. Los parámetros que permiten realizar esta

corrección es una información que se le suministra al programa. Cabe señalar que

durante los meses de estiaje, estación seca, los caudales son constantes en el tiempo, por

lo cual los promedios mensuales se aproximan bien a los promedios diarios.

Para las centrales de embalse, donde debe existir suficiente capacidad para la regulación,

se considera que los caudales promedios mensuales están disponibles para la

producción. Para este tipo de centrales se consideran la corrección de los caudales

promedios mensuales para obtener la máxima capacidad disponible de almacenamiento

del embalse para su regulación en periodo de estación seca.




4

4.2 Procedimiento

El procedimiento utilizado en el estudio fue el siguiente:

1. Se determinó la corrección de los aportes promedios mensuales naturales,

debido a que existe un embalse de regulación estacional, estos son

corregidos basándose en los registros diarios que consideran el mínimo

caudal vertido en los días en que los aportes son mayores que el caudal

máximo aprovechable. .

2. Se tomaron los caudales promedios mensuales históricos registrados en los

recursos hídricos del área del proyecto y se simuló su generación en el Plan

H.

3. Esta simulación se realizó para el periodo comprendido entre los años 1970 –

2000, en total 31 años

4. Los resultados del modelo de simulación generan las potencias máximas

disponibles y energía o generación promedio mensual.

5. La potencia firme de largo plazo de la central de pasada se determina

ordenando las energías promedio mensuales de mayor a menor, y luego se le

asigna su probabilidad de ocurrencia desde cero por ciento (0 %) hasta cien

por ciento (100 %).

6. Se elabora la curva de duración de generación promedio mensuales y se

encuentra el valor correspondiente al 95 %.

7. La energía promedio obtenida, se divide entre la cantidad de días del mes

correspondiente y las 8 horas de demanda máxima. Este resultado

multiplicado por mil es la potencia firme de la central (MW).




5

5. CRITERIOS

Los criterios que se aplican para determinar si el tipo de regulación es diario o semanal

son los siguientes:

Regulación Diaria: se considera que un embalse tiene regulación diaria, si su volumen útil

es suficiente para poder almacenar la energía de los aportes durante 24 horas.

Regulación Semanal: la capacidad del embalse para tener una regulación semanal se

determina en función de que el mismo tenga capacidad para almacenar la energía

afluente durante el fin de semana más un día, menos el período de punta en los días

laborables. El periodo de punta se calcula con el balance entre la energía afluente

durante 168 horas y la energía turbinada durante los períodos de punta.




6

6. PARÁMETROS Y DATOS DEL PROYECTO

6.1 EL ALTO 1

1 Los datos presentados en la tabla fueron suministrados por el gestor del proyecto.




7

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES EL ALTO

Es el caudal que se produce en condiciones naturales, es decir, existe en los ríos sin la

intervención humana. Fluye en forma natural y proviene de las precipitaciones

pluviométricas y filtraciones de las cuencas hidrográficas del sistema de generación.




8

8. CAUDALES AFLUENTES NO NATURALES

Es el caudal intervenido por el hombre por medio de obras hidrotécnicas ya sea que se

encuentre regulado, disminuido o incrementado con algunas otras fuentes. Los valores se

encuentran en cero “0” durante todo este período, a pesar de existir una obra hidrotécnica

en proyecto aguas arribas que puede afectar los caudales naturales existentes, que no

incide en los resultados, debido a que los datos de caudales recibidos están referidos a la

toma de agua del proyecto analizado en este estudio.




9

9. CAUDALES VERTIDOS




10

10. RESULTADOS

10.1 EL ALTO

Dado a que la capacidad de regulación de esta central es horaria, la Potencia Firme de

Largo Plazo se estimó con el aporte diario que es igualado o excedido el 95% del tiempo,

en la curva de duración. Con base en que su volumen útil durante los meses de estiaje

los caudales son constantes en el tiempo y los promedios mensuales se aproximan bien a

los promedios diarios, se calculó la PFLP en las centrales a filo de agua.

El valor de la PFLP resultante es de 22.14 MW.




11

Salidas del PLANH




12

GENERACIÓN DE EL ALTO:




13

Curva de Duración de la Generación (GWh)

0.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.022.024.026.028.030.032.034.036.038.040.042.044.046.048.050.052.054.0

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Gen

era

ció

n (

GW

h)




14

Curva de Duración de la Potencia (Mw)

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Po

ten

cia

(M

w)




“Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo del Proyecto La Huaca”

Marzo de 2009


CENTRO NACIONAL DE DESPACHO MARZO DE 2009


Firme de Largo Plazo Proyecto La Huaca

i

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1




4.1 Plan H ........................................................................................................ 3

4.2 Procedimiento ............................................................................................ 4

5. CRITERIOS ................................................................................... 5


6.1 LA HUACA .................................................................................................. 6

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES LA HUACA ................. 7

8. CAUDALES AFLUENTES NO NATURALES ............................... 8

9. CAUDALES VERTIDOS ................................................................ 9

10. RESULTADOS ............................................................................ 10

10.1 LA HUACA .............................................................................................. 10




1


La Huaca

1. INTRODUCCIÓN


del proyecto hidroeléctrico La Huaca, en base a los datos proporcionados por el gestor del










Además:












2















mensual o anual.


del Reglamento de Operación, y realizando las respectivas simulaciones para cada

proyecto en particular a través del PLAN H, se define la capacidad de los proyectos

hidroeléctricos con base en ocho (8) horas diarias de funcionamiento, garantizando el

95% del tiempo de la curva de duración de caudales captados. También se indica que la






3


4.1 Plan H

























4

4.2 Procedimiento



debido a que existe un embalse de regulación estacional, estos son



máximo aprovechable.

2. Se tomó el caudal promedio mensual histórico registrado en el recurso hídrico

del área del proyecto y se simuló su generación en el Plan H.

3. Esta simulación se realizó para el periodo comprendido entre los años 1967 -

2004.



5. La potencia firme de largo plazo de la central de embalse se determina



por ciento (100 %).









5

5. CRITERIOS


son los siguientes:











6


6.1 LA HUACA1





7

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES LA HUACA







8




encuentran en cero “0” durante todo este período, a pesar de existir obras hidrotécnicas

en proyecto aguas arribas que pueden afectar los caudales naturales existentes, que no

incide en los resultados, debido a que los datos de caudales recibidos están referidos a la

toma de agua del proyecto analizado en este estudio.




9





10

10. RESULTADOS

10.1 LA HUACA





los promedios diarios, se calcula PFLP en las centrales a filo de agua.





11

Salidas del PLANH




12

GENERACIÓN DE LA HUACA:




13

Curva de Duración de la Energía (GWh)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

En

erg

ía (

Gw

h)




14


0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Pot

enci

a (M

w)




“Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo de los Proyectos

Pando y Monte Lirio”

Mayo de 2008


CENTRO NACIONAL DE DESPACHO MAYO DE 2008

Informe del Cálculo de la Potencia PLANOP-10-05-2008 2 Firme de Largo Plazo del Proyecto Pando y Monte Lirio

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1


3. CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME ......................................... 2


4.1 Plan H........................................................................................................ 3

4.2 Procedimiento ............................................................................................ 4

5. CRITERIOS .................................................................................... 5


6.1 Pando ......................................................................................................... 6

6.2 Monte Lirio.................................................................................................. 7

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES PANDO: ............................ 8

8. CAUDALES AFLUENTES NATURALES MONTE LIRIO: ................. 9

9. CAUDALES NO NATURALES MONTE LIRIO: ............................... 10

10. CAUDALES VERTIDOS PANDO: .................................................. 11

11. CAUDALES VERTIDOS MONTE LIRIO: ....................................... 12

12. RESULTADOS: .............................................................................. 13

12.1 PANDO: ................................................................................................. 13

10.2 MONTE LIRIO: ....................................................................................... 13



Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo de los

Proyectos Pando y Monte Lirio

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe incluye los resultados del cálculo de la potencia firme de largo

plazo de los proyectos hidroeléctricos Pando y Monte Lirio, de acuerdo a los

procedimientos y normativas vigentes para este procedimiento.



Horaria, la potencia firme de largo se define como sigue:

“(MDP.2.19) La potencia firme de largo plazo de una central hidroeléctrica o eólica

se define como aquella potencia cuya entrega puede ser garantizada por la central

durante el periodo de máximo requerimiento del sistema, correspondiente a las

horas de demanda máxima diaria, con una probabilidad de excedencia de 95%,

dado el régimen hidrológico o de vientos de la central.”

Con respecto al cálculo de la potencia firme de largo plazo se indica lo siguiente:

“(MDP.2.20) En el caso de una central hidroeléctrica, la potencia firme de largo

plazo se calcula utilizando un modelo de simulación hidroeléctrico que reproduce la

operación del sistema hidroeléctrico en forma integrada para un periodo hidrológico

registrado de un mínimo de 30 años. Este modelo calcula la generación mensual

para las centrales a filo de agua o pasada, de embalse o en cascada para el

periodo de estudio. Para centrales a filo de agua o pasada, la potencia firme de

largo plazo se estima sobre la base del caudal diario o mensual afluente captado,

garantizado el 95% del tiempo de la curva de duración de caudales captados. Para



las centrales de embalses y centrales en cascada con un embalse regulador

importante aguas arriba, la potencia firme de largo plazo se estima en función de la

energía garantizada mensual con probabilidad de ocurrencia del 95% del tiempo,

que puede ser colocada por la central en ocho (8) horas diarias durante todos y


3. CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO DE LAS

CENTRALES HIDRÁULICAS EN PANAMÁ

De acuerdo a las regulaciones existentes, el Centro Nacional de Despacho debe

determinar la potencia firme de largo plazo de las centrales hidráulicas, cálculo que

en la actualidad se realiza mediante el programa informático denominado PLAN H.

Para centrales a filo de agua, la potencia firme de largo plazo se determina con

base en los caudales afluentes captados que pueden garantizarse el 95% del

tiempo.

Para las centrales con embalse la potencia firme de largo plazo se determina en

función de la energía garantizada mensual con probabilidad de excedencia del

95%, y ésta se establece de acuerdo al tipo de regulación, ya sea ésta diaria,

semanal, mensual o anual.

Con el fin de adaptarse a la reglamentación existente, en particular al artículo

(MDP.2.20) del Reglamento de Operación, a través del PLAN H se define la

capacidad garantizada de los proyectos hidroeléctricos con base en 8 horas diarias

de funcionamiento , para el mes de mínimo caudal turbinado del período de

estudio. También se indica que la potencia garantizada debe ser de forma

continua dentro del periodo de máxima demanda en todos y cada uno de los días

del año.




4.1 Plan H

En general el programa Plan H toma en cuenta la diversidad hidrológica de las

diferentes cuencas hidrográficas, en base, a los registros históricos de caudales

mensuales. Este programa calcula la generación promedio y la potencia máxima

disponible mensual, para las diferentes centrales hidroeléctricas existentes y las

que se encuentran en proyecto.

La determinación de energías firmes de las centrales hidroeléctricas se hace con

base en el aporte energético que pueden hacer en una condición hidrológica seca,

de acuerdo a las características de la central, definida con el 95% de probabilidad

de excedencia.

En las centrales de filo de agua, en donde no existe suficiente capacidad de

regulación, se presume que los caudales promedios mensuales están disponibles

para la producción. En efecto, para tales centrales debe tomarse en cuenta que

para los caudales diarios superiores a los caudales máximos turbinables, durante

la estación lluviosa, el excedente debe ser vertido. En consecuencia, los caudales

promedios mensuales deben ser corregidos para tomar en cuenta este efecto. Los

parámetros que permiten realizar esta corrección es una información que se le

suministra al programa. Cabe señalar que durante los meses de estiaje, estación

seca, los caudales son constantes en el tiempo, por lo cual los promedios

mensuales se aproximan bien a los promedios diarios.



4.2 Procedimiento


1. Se determinó la corrección de los aportes. Los aportes promedios

mensuales naturales, debido a que no existe un embalse de regulación

estacional, son corregidos basándose en registros diarios para

considerar el caudal vertido en los días en que los aportes son

mayores que el caudal máximo aprovechable.

2. Se tomaron los caudales promedios mensuales históricos registrados

en los recursos utilizados por las diferentes centrales hidroeléctricas y

se simuló su generación en el Plan H.

3. Esta simulación se realizó para el periodo comprendido entre los años

1958 -1995.

4. Los resultados del modelo de simulación generan las potencias

máximas disponibles y energía o generación promedio mensual.


ordenando las energías promedio mensuales de mayor a menor, y

luego se le asigna su probabilidad de ocurrencia desde cero (0 %)

hasta el cien por ciento (100 %).

6. Se elabora la curva de duración de generación promedio mensuales y

se encuentra el valor correspondiente al 95 % .

7. La energía promedio obtenida, se divide entre la cantidad de días del

mes correspondiente y las ocho (8) horas de demanda máxima. Este

resultado multiplicado por mil es la potencia firme de la central (MW).



5. CRITERIOS

Los criterios que se aplican para determinar si el tipo de regulación es diario o

semanal son los siguientes:

Regulación Diaria: se considera que un embalse tiene regulación diaria, si su

volumen útil es suficiente para poder almacenar la energía de los aportes durante

las veinticuatro (24) horas.

Regulación Semanal: la capacidad del embalse para tener una regulación semanal

se determina en función de que el mismo tenga capacidad para almacenar la

energía afluente durante el fin de semana más un día, menos el período de punta

en los días laborables. El periodo de punta se calcula con el balance entre la

energía afluente durante 168 horas y la energía turbinada durante los períodos de

punta.




6.1 Pando



6.2 Monte Lirio



7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES PANDO:

Es el caudal que se produce en condiciones naturales, es decir, existe en los ríos

sin la intervención humana. Fluye en forma natural y proviene de las

precipitaciones pluviométricas y filtraciones de las cuencas hidrográficas del

sistema de generación.



8. CAUDALES AFLUENTES NATURALES MONTE LIRIO:



9. CAUDALES NO NATURALES MONTE LIRIO:



10. CAUDALES VERTIDOS PANDO:



11. CAUDALES VERTIDOS MONTE LIRIO:



12. RESULTADOS:

12.1 PANDO:

Dado a que la capacidad de regulación de esta central es horaria, la Potencia

Firme de Largo Plazo se estimó con el aporte diario que es igualado o excedido el

95% del tiempo, en la curva de duración. Con base en que su volumen útil durante

los meses de estiaje los caudales son constantes en el tiempo y los promedios

mensuales se aproximan bien a los promedios diarios, se calculó la PFLP en las

centrales a filo de agua.


10.2 MONTE LIRIO:

Dado a que la capacidad de regulación de esta central es horaria, la Potencia

Firme de Largo Plazo se estimó con el aporte diario que es igualado o excedido el

95% del tiempo, en la curva de duración. Con base en que su volumen útil durante

los meses de estiaje los caudales son constantes en el tiempo y los promedios

mensuales se aproximan bien a los promedios diarios, se calculó la PFLP en las

centrales a filo de agua.




Salidas del PLANH



GENERACIÓN PANDO:




0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Ge

ne

raci

ón

(G

Wh

)



GENERACIÓN MONTE LIRIO:




0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Ge

ne

raci

ón

(G

Wh

)




“Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo del Proyecto RP-490”

Mayo de 2009




Firme de Largo Plazo Proyecto RP-490

i

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1




4.1 Plan H ........................................................................................................ 3

4.2 Procedimiento ............................................................................................ 4

5. CRITERIOS ................................................................................... 5


6.1 RP-490 ....................................................................................................... 6

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES RP-490 ........................ 7

8. CAUDALES AFLUENTES NO NATURALES ............................... 8

9. CAUDALES VERTIDOS ................................................................ 9

10. TOPOLOGÍA DE PROYECTOS EN LA CUENCA DEL RÍO MACHO DE MONTE ................................................................................................. 10

11. RESULTADOS ............................................................................... 11

11.1 RP-490 ................................................................................................... 11




1


RP-490

1. INTRODUCCIÓN


del proyecto hidroeléctrico RP-490, en base a los datos proporcionados por el gestor del










Además:













2














mensual o anual.











3


4.1 Plan H

























4

4.2 Procedimiento



debido a que no existe un embalse de regulación estacional, estos son

corregidos basándose en registros diarios, que consideran el caudal vertido en

los días en que los aportes son mayores que el caudal máximo aprovechable.




2006.



5. La potencia firme de largo plazo de la central sin regulación se determina



por ciento (100 %).




correspondiente. Este resultado multiplicado por mil es la potencia firme de la

central sin capacidad de regulación(MW).




5

5. CRITERIOS


son los siguientes:











6


6.1 RP-4901





7

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES RP-490







8


Es el caudal intervenido por el hombre por medio de obras hidrotécnicas, ya sea que se


encuentran en cero “0” durante todo este período, a pesar de existir obras hidrotécnicas

en proyectos aguas abajo, este no incide en los resultados, debido a que los datos de

caudales recibidos están referidos a la toma de agua del proyecto analizado en el

presente estudio.




9





10

10. TOPOLOGÍA DE PROYECTOS EN LA CUENCA DEL RÍO MACHO DE MONTE




11

11. RESULTADOS

11.1 RP-490

Dado que la central no posee capacidad de regulación horaria, la Potencia Firme de

Largo Plazo se estimó con el aporte diario basado en su caudal, garantizando así el 95%

del tiempo, en la curva de duración. Con base en que sus meses de estiaje los caudales

son constantes en el tiempo y los promedios mensuales se aproximan bien a los

promedios diarios, se calcula PFLP en las centrales a filo de agua.





12

Salidas del PLANH




13

GENERACIÓN DE RP-490:




14


0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

En

erg

ía (

Gw

h)




15


0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Pote

ncia

(M

w)




“Informe del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo del Proyecto San Lorenzo ”

Agosto de 2009


CENTRO NACIONAL DE DESPACHO AGOSTO DE 2009


Firme de Largo Plazo Proyecto San Lorenzo

i

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1




4.1 Plan H ........................................................................................................ 3

4.2 Procedimiento ............................................................................................ 4

5. CRITERIOS ................................................................................... 5


6.1 SAN LORENZO .......................................................................................... 6

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES SAN LORENZO............... 7

8. CAUDALES AFLUENTES NO NATURALES .................................... 8

9. CAUDALES VERTIDOS ..................................................................... 9

10. RESULTADOS ............................................................................... 10

10.1 SAN LORENZO ...................................................................................... 10




1


San Lorenzo

1. INTRODUCCIÓN


del proyecto hidroeléctrico San Lorenzo, en base a los datos proporcionados por el gestor

del proyecto, y de acuerdo a los procedimientos y normativas vigentes para su

determinación.









Además:











2
















mensual o anual.




hidroeléctricos con base en ocho (8) horas diarias de funcionamiento, garantizando el 95%

del tiempo de la curva de duración de caudales captados. También se indica que la






3


4.1 Plan H

























4

4.2 Procedimiento


1. Se determinó la corrección de los aportes. Los aportes promedios mensuales

naturales, debido a que existe un embalse de regulación estacional, estos son



máximo aprovechable.

.

2. Se tomaron los caudales promedios mensuales históricos registrados en los

recursos hídricos del área del proyecto y se simuló su generación en el Plan

H.

3. Esta simulación se realizó para el periodo comprendido entre los años 1974 –

2003, en total 30 años.






por ciento (100 %).









5

5. CRITERIOS


son los siguientes:











6


6.1 SAN LORENZO1





7

7. CAUDALES AFLUENTES NATURALES SAN LORENZO







8




encuentran en cero “0” durante todo este período por no existir obras hidrotécnicas que

afecten los caudales naturales existentes.




9





10

10. RESULTADOS

10.1 SAN LORENZO










11

Salidas del PLANH




12

GENERACIÓN SAN LORENZO:




13


0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

En

erg

ía (

Gw

h)




14


0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

0% 5% 10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Probabilidad

Pot

enci

a (M

w)

Ave. Ricardo J. Alfaro. Edif. Sun Towers Mall, Piso 3 Tel.: (+507) 501-3800 • Fax: (+507) 501-3506 www.etesa.com.pa

REPÚBLICA DE PANAMÁ Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A.

Dirección del Centro Nacional de Despacho


Informe de Reevaluación del Cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo de la Central Hidroeléctrica FORTUNA considerando

su Trasvase

Julio de 2012

Sección de Seguridad Operativa PLANOP-24-07-2012

PLANOP-24-07-2012 Versión No. 01

i Informe de Reevaluación del Cálculo de Potencia Firme de Largo Plazo de la C.H. Fortuna con Trasvase Julio de 2012

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1




4.1 Plan H ........................................................................................................ 34.2 Procedimiento ............................................................................................ 4

5. CRITERIOS ................................................................................... 5

6. RESULTADOS .............................................................................. 6


1 Informe de Reevaluación del Cálculo de Potencia Firme de Largo Plazo de la C.H. Fortuna con Trasvase Julio de 2012

Informe de Reevaluación del Cálculo de la Potencia Firme de Largo

Plazo de la C.H. Fortuna con Trasvase

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe incluye los resultados de la reevaluación al cálculo de la potencia

firme de largo plazo de la Central Hidroeléctrica Fortuna incluyendo el Trasvase de

Fortuna que considera: i) las aportaciones agregadas de las quebradas Zarciadero, Las

Huacas, Pinola y Zumbona, en base a los datos proporcionados por el gestor del proyecto

ii) aportes certificados por la Gerencia de Hidrometeorología de ETESA y iii) de acuerdo a

los procedimientos y normativas vigentes para su determinación.









Además:

























mensual o anual.











4.1 Plan H
























4.2 Procedimiento



debido a que no existe un embalse de regulación estacional, estos son

corregidos basándose en registros diarios, que consideran el caudal vertido en

los días en que los aportes son mayores que el caudal máximo aprovechable.




2010, en total 40 años.



5. La potencia firme de largo plazo de la central sin regulación se determina



por ciento (100 %).




correspondiente. Este resultado multiplicado por mil es la potencia firme de la

central sin capacidad de regulación (MW).



5. CRITERIOS


son los siguientes:

Regulación Diaria:

se considera que un embalse tiene regulación diaria, si su volumen útil


Regulación Semanal

: la capacidad del embalse para tener una regulación semanal se







6. RESULTADOS









Salidas del PLANH



GENERACIÓN DE FORTUNA:

ANEXO B

ANEXO C

97.00 104.85 101.70

97.00 104.85 101.70

97.00 9.77 9.48

Total

10,134.35 20.13 13,032.90 334.88 56.00 2,725.74 7.01 21.18 23,187.38 88.12 87.00 76.67

11,540.31 0.10 13,829.95 433.98 127.70 371.96 4.63 3.12 25,370.36 96.43 87.00 83.90

12,039.79 3.05 13,444.96 411.39 96.00 236.81 6.37 1.94 25,487.80 97.14 86.00 83.54

7,193.38 1,771.08 3,047.26 108.72 23.12 72.44 196.13 2.97 12,011.72 96.72 60.00 58.03

6,919.92 1,881.14 3,148.72 156.12 40.60 69.50 187.56 2.90 11,949.78 96.29 60.00 57.77

20,143.58 22.35 5,308.24 602.10 106.95 120.78 10.03 0.64 25,474.17 96.81 23.15 22.41

21,844.26 11.07 3,854.54 387.95 94.73 111.45 3.88 0.52 25,709.87 97.73 23.15 22.62

22,596.72 23.49 2,335.38 410.58 93.92 843.91 9.83 3.63 24,955.59 94.84 27.15 25.75

20,744.75 15.60 4,889.61 339.42 138.44 176.18 4.52 0.86 25,649.96 97.50 27.15 26.47

Total

95.00 16.80 15.96

95.00 16.80 15.96

Total

22,740.62 98.23 541.12 1,479.71 323.42 1,096.34 19.69 4.66 23,379.96 88.89 17.06 15.16

20,388.63 176.00 1,862.77 1,735.75 563.07 1,553.78 29.58 7.09 22,427.40 85.23 17.06 14.54

Total

743.03 8.23 23,509.45 953.78 315.60 773.90 109.21 51.00 24,260.72 91.82 9.70 8.91

412.30 16.53 20,229.32 234.98 74.08 5,336.78 115.71 92.72 20,658.15 78.10 9.70 7.58

5,026.63 3,913.75 13,665.65 1,639.35 498.33 1,560.28 1,012.12 20.34 22,606.03 82.09 20.53 16.85

4,432.97 4,461.53 9,741.13 2,376.47 691.00 4,600.90 436.72 36.51 18,635.63 69.19 36.89 25.52

259.42 16.12 14,871.02 118.22 67.75 10,971.48 168.33 97.56 15,146.55 56.94 17.55 9.99

Unidades


Calculo de Potencia Media

Período: 01/ago/2009 - 31/jul/2012

HON HOL HSR HMP PM

(MWats)

HMHP

212.89

FOH EFDH EFOR % AH % EA % PE

(MWats)

AES Panama

BAYANO G1

BAYANO G2

BAYANO G3

ESTI G1

AES Changuinola *

CHANGUINOLA1 G1

CHANGUINOLA1 G2

CHANGUINOLA1 G3

ESTI G2

ESTRELLA G1

ESTRELLA G2

VALLES G1

VALLES G2

457.16

Alternegy, S.A. *

LORENA G1

31.92

Autoridad del Canal de Panama

ACP BU_7

ACP BU_8

29.70

LORENA G2

Autoridad del Canal de Panama Generador

MIRAFLORES G1

MIRAFLORES G2

MIRAFLORES G3

MIRAFLORES G4

MIRAFLORES G5

* De acuerdo con el DIS.2.8. de la Metodología de Disponibilidad, no contaba con un año de operación comercial al 31 de julio de 2012. 1 de 6

Unidades



Período: 01/ago/2009 - 31/jul/2012

HON HOL HSR HMP PM

(MWats)

HMHP FOH EFDH EFOR % AH % EA % PE

(MWats)

20,417.19 708.78 1,687.87 1,670.65 484.40 1,311.11 150.73 6.48 22,813.84 86.24 17.06 14.71

Total

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 155.64 93.85

0.00 10,586.25 17.83 133.20 40.00 1,305.72 1,275.92 21.70 10,604.08 77.20 36.67 28.31

0.00 9,437.71 17.83 124.55 40.00 2,462.91 1,964.59 37.19 9,455.54 62.00 36.67 22.73

0.00 10,141.58 17.83 0.00 0.00 1,923.59 1,111.96 25.14 10,159.41 74.88 36.67 27.46

0.00 12,993.49 9,151.08 281.56 64.00 3,813.87 3,058.34 40.89 22144.57 72.56 33.45 24.28

0.00 13,171.57 10,531.03 88.33 0.00 2,513.07 6,065.52 54.69 23702.60 67.05 56.46 37.86

0.00 11,960.93 8,898.91 1,360.66 376.00 3,707.50 2,509.34 39.68 20859.84 69.76 32.90 22.95

0.00 8,599.69 11,267.58 41.00 0.00 6,395.74 3,308.96 64.72 19867.26 62.95 32.90 20.71

Total

95.00 12.80 12.16

95.00 12.80 12.16

Total

20,183.25 26.00 1,003.75 118.00 2.50 4,226.50 37.31 17.40 21,213.00 82.85 0.54 0.45

Total

12,231.87 98.24 1,233.33 0.00 0.00 2,708.56 43.97 18.30 13,563.44 83.08 9.88 8.21

10,394.78 197.50 1,525.20 183.40 92.92 3,878.20 48.63 27.14 12,117.48 74.17 9.88 7.33

Total

20,770.24 0.50 3,778.44 473.40 191.71 1,089.71 1.50 4.99 24,549.18 93.32 4.93 4.60

15,810.19 0.38 3,159.48 865.27 244.37 6,224.31 0.68 28.25 18,970.05 72.12 4.93 3.56

3,549.91 11.90 18,211.31 200.25 76.25 4,254.38 3.15 54.46 21,773.12 82.76 1.00 0.83

4,276.23 872.50 18,307.37 658.86 236.29 1,952.75 558.22 28.89 23,456.10 87.05 2.13 1.86

4,330.67 907.90 19,153.71 743.69 256.45 911.58 655.19 16.45 24,392.28 90.24 2.33 2.11

MIRAFLORES G6

83.56

Bahia las Minas Corporation

BLM CICLO

BLM G2

BLM G3

BLM G4

BLM G8

BLM G9

J. BROWN G5

J. BROWN G6

172.35

Bontex, S. A. *

GUALACA G1

GUALACA G2

24.32

Cafe de Eleta

CANDELA G1

Empresa de Energia y Servicios de Panama, S.A.

ALGARROBO G1

ALGARROBO G2

CAPIRA G6

0.45

Caldera Energy Corp.

MENDRE 1

MENDRE 2

15.54

CAPIRA G8

CAPIRA G9


Unidades



Período: 01/ago/2009 - 31/jul/2012

HON HOL HSR HMP PM

(MWats)


(MWats)

2,632.49 612.50 18,681.06 1,374.93 444.22 2,558.80 279.31 45.27 21,926.05 82.29 2.25 1.85

4,003.96 647.09 19,825.26 346.50 91.10 1,390.09 297.94 24.31 24,476.31 91.92 2.25 2.07

21,197.27 0.00 4,340.72 401.00 181.15 183.86 4.50 0.86 25,537.99 97.07 1.04 1.01

22,668.68 0.00 2,908.10 226.50 124.75 375.96 8.00 1.63 25,576.79 97.20 1.04 1.01

17,506.72 0.13 8,058.94 302.31 118.72 317.18 0.00 1.78 25,565.79 97.19 1.05 1.02

19,982.90 0.00 4,568.83 477.45 247.73 1,027.10 2.33 4.89 24,551.73 93.33 1.20 1.12

18,600.09 4.27 6,510.06 305.80 142.94 740.84 0.50 3.83 25,114.42 95.48 1.20 1.15

16,747.73 0.00 8,968.03 81.00 53.25 453.99 0.00 2.64 25,715.76 97.76 3.00 2.93

16,662.52 0.50 9,272.98 37.00 16.00 315.00 0.50 1.86 25,936.00 98.60 3.00 2.96

13,590.12 0.50 12,471.65 66.67 49.25 125.81 6.00 0.92 26,062.27 99.06 0.60 0.59

Total

2,227.04 64.31 21,981.30 2.00 0.00 2,029.36 338.31 47.14 24,272.64 90.99 17.89 16.28

280.34 42.56 19,911.60 0.00 0.00 6,069.50 485.81 95.00 20,234.50 75.08 16.87 12.66

Total

21,258.67 475.88 3,222.89 1,101.30 88.02 157.24 27.77 0.81 24,957.44 94.78 100.00 94.78

21,798.94 658.41 2,656.49 942.33 72.00 175.83 10.35 0.82 25,113.84 95.44 100.00 95.44

20,684.59 36.41 3,555.27 1,705.37 104.00 218.36 15.19 1.07 24,276.27 92.23 100.00 92.23

Total

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 50.00 97.24

1,123.55 4,553.20 16,805.03 229.60 48.00 3,544.62 1,605.25 55.85 22,481.79 79.37 51.64 40.98

128.47 2,803.95 15,352.41 287.07 105.72 6,282.39 1,676.70 86.37 18,284.83 66.54 51.64 34.36

0.00 2,417.46 8,357.54 0.00 0.00 4,081.00 1,607.51 87.54 10,775.00 61.71 48.63 30.01

Total

99.00 9.95 9.85

99.00 9.95 9.85

Total

CHITRE G3

CHITRE G7

DOLEGA G1

DOLEGA G2

DOLEGA G3

M.MONTE G1

M.MONTE G2

YEGUADA G1

PAN G1

PAN G2

28.94

Enel Fortuna

FORTUNA G1

YEGUADA G2

YEGUADA G3

28.66

Empresa de Generacion Electrica, S. A.

PEDREGALITO1 G2

FORTUNA G2

FORTUNA G3

282.44

Generadora del Atlantico, S. A.

TCO CICLO

TERMOCOLON G1

19.70

Generadora Rio Chico, S. A. *

TERMOCOLON G2

TERMOCOLON G3

97.24

Generadora Pedregalito, S. A. *

PEDREGALITO1 G1


Unidades



Período: 01/ago/2009 - 31/jul/2012

HON HOL HSR HMP PM

(MWats)


(MWats)

99.00 6.26 6.20

99.00 6.26 6.20

Total

8,507.66 4,858.06 255.62 0.00 0.00 610.65 633.83 8.90 13,621.35 91.26 1.71 1.56

6,871.90 4,723.55 807.70 0.00 0.00 1,828.85 634.62 18.35 12,403.15 82.69 1.71 1.41

Total

95.02 2.68 2.54

95.02 2.68 2.54

Total

24,921.05 0.00 229.45 0.00 0.00 1,153.50 0.00 4.42 25,150.50 95.61 0.15 0.14

25,277.97 0.00 229.45 0.00 0.00 796.58 0.00 3.06 25,507.42 96.97 0.25 0.24

25,225.63 0.00 225.62 0.00 0.00 852.75 0.00 3.27 25,451.25 96.76 0.25 0.24

25,257.55 0.00 229.45 0.00 0.00 817.00 0.00 3.13 25,487.00 96.89 0.25 0.24

25,205.88 0.00 229.45 0.00 0.00 868.67 0.00 3.33 25,435.33 96.70 0.25 0.24

25,322.97 0.00 229.45 0.00 0.00 751.58 0.00 2.88 25,552.42 97.14 0.25 0.24

24,528.37 0.00 247.03 0.00 0.00 1,528.60 0.00 5.87 24,775.40 94.19 0.15 0.14

24,831.95 0.00 247.03 0.00 0.00 1,225.02 0.00 4.70 25,078.98 95.34 0.25 0.24

24,555.87 0.00 247.03 0.00 0.00 1,501.10 0.00 5.76 24,802.90 94.29 0.25 0.24

24,480.37 0.00 247.03 0.00 0.00 1,528.60 0.00 5.88 24,727.40 94.18 0.25 0.24

24,544.37 0.00 247.03 0.00 0.00 1,512.60 0.00 5.81 24,791.40 94.25 0.25 0.24

24,555.87 0.00 247.03 0.00 0.00 1,501.10 0.00 5.76 24,802.90 94.29 0.25 0.24

23,913.87 0.00 211.45 0.00 0.00 2,178.68 0.00 8.35 24,125.32 91.72 0.25 0.23

23,416.53 0.00 214.20 0.00 0.00 2,673.27 0.00 10.25 23,630.73 89.84 0.25 0.22

23,390.03 0.00 214.20 0.00 0.00 2,699.77 0.00 10.35 23,604.23 89.74 0.25 0.22

23,345.54 0.00 243.20 5.75 0.00 2,709.51 0.00 10.40 23,588.74 89.68 0.25 0.22

23,356.79 0.00 245.95 5.75 0.00 2,695.51 0.00 10.35 23,602.74 89.73 0.25 0.22

23,371.04 0.00 243.20 5.75 0.00 2,684.01 0.00 10.30 23,614.24 89.77 0.25 0.22

Total

PEDREGALITO2 G1

PEDREGALITO2 G2

12.39

Hidro Boqueron, S. A.

MACANO G1

MACANO G2

2.97

Hidro Iberica, S. A. *

EL FRAILE G1

EL FRAILE G2

5.09

Hidro Panama

Anton 1 G1

Anton 1 G2

Anton 1 G3

Anton 1 G4

Anton 1 G5

Anton 1 G6

Anton 2 G1

Anton 2 G2

Anton 2 G3

Anton 2 G4

Anton 2 G5

Anton 2 G6

Anton 3 G1

Anton 3 G2

Anton 3 G3

Anton 3 G4

Anton 3 G5

Anton 3 G6

4.03


Unidades



Período: 01/ago/2009 - 31/jul/2012

HON HOL HSR HMP PM

(MWats)


(MWats)

95.85 28.40 27.22

95.85 28.40 27.22

Total

1,838.35 13,822.91 915.37 346.98 0.00 9,380.39 1,082.04 41.61 16,576.63 58.91 8.35 4.92

3,873.76 17,969.65 1,285.10 690.30 155.98 2,329.22 1,931.62 17.55 23,128.50 80.58 8.35 6.73

910.70 20,953.57 1,262.51 662.09 88.00 2,427.13 1,747.34 17.03 23,126.78 81.28 8.35 6.79

2,897.04 17,966.30 1,297.64 604.35 80.00 3,458.67 3,173.96 26.94 22,160.98 72.18 8.35 6.03

1,776.66 19,403.98 1,180.93 480.06 80.00 3,382.37 2,716.35 24.71 22,361.57 74.69 8.35 6.24

2,944.34 17,733.41 1,484.67 543.88 76.18 3,521.52 1,501.03 20.64 22,162.42 78.55 8.35 6.56

2,935.64 18,288.61 1,455.11 579.89 80.00 2,964.74 2,472.08 22.32 22,679.37 76.82 8.35 6.41

461.32 20,520.02 1,508.30 1,034.08 208.00 2,572.27 2,032.90 18.88 22,489.64 77.77 8.35 6.49

2,010.58 19,986.41 1,295.27 527.47 117.80 2,366.47 1,872.89 17.32 23,292.26 81.43 8.35 6.80

1,319.86 14,043.64 826.23 335.51 48.00 9,730.76 1,316.30 43.97 16,189.73 56.54 8.35 4.72

Total

21,305.43 0.00 2,852.76 1,163.39 0.00 982.42 0.00 4.41 24,158.19 91.84 5.00 4.59

18,483.64 0.00 4,844.17 1,115.11 0.00 1,861.08 0.00 9.15 23,327.81 88.69 5.00 4.43

Total

5,082.89 14,887.13 2,864.22 1,210.79 128.00 2,130.98 370.25 11.22 22,834.23 85.40 16.00 13.66

5,221.94 15,057.89 3,077.65 1,313.82 111.86 1,520.84 383.63 8.65 23,357.48 87.34 16.00 13.97

4,228.41 16,420.24 2,842.02 1,337.13 220.26 1,255.94 466.20 7.68 23,490.67 87.53 16.00 14.01

4,281.06 15,744.94 3,105.19 1,624.78 216.85 1,307.18 463.75 8.19 23,131.20 86.25 16.00 13.80

6,237.23 13,516.34 2,963.99 1,614.65 249.50 1,722.30 346.14 9.49 22,717.55 85.05 16.00 13.61

6,092.67 13,414.75 2,801.34 1,592.10 296.00 2,107.14 415.10 11.56 22,308.76 83.23 16.00 13.32

Total

Ideal Panama, S. A. *

BAJO DE MINA G1

BAJO DE MINA G2

54.44

Inversiones y Desarrollos Balboa

CATIVA 1

CATIVA 10

CATIVA 2

CATIVA 3

CATIVA 4

CATIVA 5

CATIVA 6

CATIVA 7

CATIVA 8

CATIVA 9

61.69

Istmus Hidropower Corporation

CONCEPCION G1

CONCEPCION G2

9.03

Panam Generating

PANAM G1

PANAM G2

PANAM G3

PANAM G4

PANAM G5

PANAM G6

82.37

Paso Ancho Hydro Power


Unidades



Período: 01/ago/2009 - 31/jul/2012

HON HOL HSR HMP PM

(MWats)


(MWats)

7,872.02 2,965.63 3,025.18 15.25 0.00 1,457.92 1,988.88 17.95 13,862.83 77.43 3.05 2.36

7,574.70 3,244.50 3,190.41 1.80 0.00 1,324.59 2,151.76 17.96 14,009.61 77.32 3.05 2.36

Total

22,809.32 113.68 672.45 1,099.25 120.00 1,489.30 44.01 6.27 23,595.45 89.54 17.83 15.96

19,902.85 109.18 728.92 1,834.54 436.55 3,291.96 39.94 14.29 20,740.95 78.70 17.83 14.03

22,982.43 101.73 741.18 1,257.82 320.00 900.84 41.57 3.93 23,825.33 90.42 17.83 16.12

Total

7,413.99 0.15 1,617.77 118.43 15.00 602.66 0.03 7.52 9,031.91 92.46 1.58 1.46

8,603.67 0.26 1,774.20 81.12 22.06 486.69 0.00 5.35 10,378.13 94.62 1.58 1.50

7,323.37 0.13 2,738.12 58.70 24.19 823.49 0.00 10.11 10,061.62 91.74 1.58 1.45

Total

17,049.05 2,735.17 2,666.76 324.34 0.00 3,504.65 285.97 16.26 22,450.98 84.34 3.64 3.07

14,840.11 3,487.48 1,977.77 48.53 8.00 5,894.10 212.41 25.20 20,305.36 76.53 3.71 2.84

19,990.64 1,475.45 2,823.70 398.98 0.00 1,591.24 148.18 7.53 24,289.79 91.86 3.75 3.44

17,107.34 3,331.29 2,721.29 53.58 8.00 3,058.49 452.67 14.88 23,159.92 86.41 3.84 3.32

11,581.32 9,348.76 2,287.18 380.13 0.00 1,242.60 774.49 9.04 23,217.26 90.35 8.62 7.79

12,320.03 8,755.27 2,335.13 81.73 0.00 1,323.83 624.75 8.56 23,410.44 91.82 8.62 7.92

12,642.94 7,146.32 2,272.11 329.85 0.00 1,680.78 436.55 9.76 22,061.37 89.83 8.62 7.75

15,051.16 3,978.44 1,989.98 434.70 0.00 2,113.72 221.52 10.97 21,019.58 88.25 8.62 7.61

Total

4.72

46.11

Saltos del Francoli, S.A.

LOS PLANETAS 1 G1

LOS PLANETAS 1 G2

LOS PLANETAS 1 G3

PASO ANCHO G1

PASO ANCHO G2

Termica del Caribe

GIRAL G1

GIRAL G2

GIRAL G3

Pedregal Power

PACORA G1

PACORA G2

PACORA G3

GIRAL G5

GIRAL G4

4.41

GIRAL G6

GIRAL G7

GIRAL G8

43.73


ANEXO D

AÑO SEM CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP CONTRATO RRLP

2011 1

2

3 1

4

5

6

7

8

9

10 1

11 1

12

13

14 1 1 1

15

16

17

18 1

19 1 1

20 1 1

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