presentación comité nacional de despacho de carga (cndc) - audiencia pública enero 2014

AUDIENCIA DE RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS

FINAL 2013 E INICIAL 2014

DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA

1PRESENTACIÓN

INSTITUCIONAL CNDC

Persona jurídica pública no estatal, sin fines de lucro

COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA

Mediante Artículo 18 de la Ley Nº 1604 Ley de Electricidad

21/12/1994

CREACIÓN

Según Artículo 19 de la Ley Nº 1604 Ley de Electricidad y

Decreto Supremo Nº 29624 “Reglamento de Funciones y

Organización del CNDC” 02/07/2008

FUNCIONES

PRINCIPALES FUNCIONES Ley Nº 1604 Ley de Electricidad

Coordinar la generación, la transmisión y la

demanda para que el despacho de carga sea a

costo mínimo en el Sistema Interconectado

Nacional (SIN)

Administrar el Mercado Eléctrico Mayorista

(MEM) para el suministro seguro y confiable de

energía eléctrica, estableciendo el balance

valorado del movimiento de electricidad que resulte

de la operación integrada

Planificar la expansión óptima del SIN bajo las

directrices del Ministerio de Hidrocarburos y

Energía, buscando el desarrollo y sostenibilidad de

la industria eléctrica y promoviendo las condiciones

de acceso universal al servicio de energía eléctrica

* Eólica

COMPOSICIÓN ORGÁNICA

2PRINCIPIOS DE LA

PLANIFICACIÓN CNDC

3 Objetivos Institucionales 8 Planes Estratégicos

CONSTITUCIÓN POLÍTICA DEL

ESTADO

PLAN NACIONAL DE

DESARROLLO

DS Nº 29894 ESTRUCTURA

ORGANIZATIVA DEL PODER

EJECUTIVO DEL ESTADO

POLÍTICAS DEL MINISTERIO DE

HIDROCARBUROS Y ENERGÍA

MISIÓNVISIÓN

PLAN ESTRATÉGICO QUINQUENAL

2009-2013

PLAN OPERATIVO

ANUAL Y PRESUPUESTO 2013

PLAN OPERATIVOPLAN

ESTRATEGICO

VALORES

“El Comité Nacional de Despacho de Carga en el ámbito de su

competencia, es la entidad responsable de la Coordinación y

Supervisión de la Operación del Sistema Interconectado Nacional,

de la Administración del Sector Eléctrico Boliviano y participar en

la Planificación de la Expansión Óptima del SIN, con criterios de

calidad, transparencia, eficiencia, continuidad, adaptabilidad y

neutralidad, buscando el desarrollo y sostenibilidad de la industria

eléctrica y promoviendo las condiciones para el acceso universal

al servicio de energía eléctrica.”

NUESTRA MISION

“El Comité Nacional de Despacho de Carga será una entidad que

haya logrado:

Mantener o mejorar los niveles de seguridad, confiabilidad y costo

mínimo en la Operación del Sistema Interconectado Nacional

(SIN); ser protagonista en la evolución del Sector Eléctrico

Boliviano. Consolidar el rol del CNDC en la Planificación de la

Expansión Óptima del SIN a largo plazo, posibilitando la

incorporación y el uso de energías con recursos renovables y

promoviendo las condiciones para universalizar el acceso al

servicio de energía eléctrica en el país; coadyuvar en la

integración energética internacional.

Fomentar integralmente el conocimiento y talento humano,

promoviendo el desarrollo de competencias y la aplicación

efectiva de nuevas tecnologías.”

NUESTRA VISION

Integridad, Lealtad, Equidad, Independencia, Imparcialidad,

Transparencia, Confidencialidad, Responsabilidad, Honestidad,

Igualdad, Dignidad, Inclusión, Solidaridad, Trabajo en equipo,

Vocación de servicio, Adaptación al cambio

Estos valores han permitido desarrollar las actividades con

eficiencia y profesionalismo reconocido en el Sector Eléctrico.

NUESTROS PRINCIPIOS Y VALORES

3SITUACIÓN DEL SECTOR

ELÉCTRICO

Gestión 2013

PRODUCCIÓN BRUTA Y CONSUMO DE ENERGÍA (Enero – Diciembre

2013)

DATOS ESTADÍSTICOS DEL MEM:

0

100

200

300

400

500

600

700

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

GWh

Producción Hidro (GWh) Producción Termo (GWh) Consumo de Energía (GWh)

HISTÓRICO DE CAUDALES ACUMULADOS DE CORANI

En el grafico se observa que el caudal acumulado de este año es

mayor a los tres últimos años

INYECCIONES DE CORANI

En el anterior gráfico se observa que la generación del año 2013,

fue mayor con respecto a los otros años

793.907

811.078

928.052

VOLÚMENES HISTÓRICOS DEL EMBALSE DE CORANI

Del gráfico anterior se observa que el nivel real del embalse a la

fecha es superior con respecto a los años anteriores y no se han

registrado rebalses en el año 2013.

El resultado de la operación nos muestra que la generación

hidroeléctrica por el sistema Corani fue superior en el año 2013 con

respecto a los años 2011 y 2012, debido a que los caudales de

ingreso fueron excepcionalmente mayores, a la fecha se cuenta con

mayor volumen de agua en el embalse de Corani a pesar de la

generación a plena capacidad a partir de junio del 2013 en esta

central.

Esta forma de operación permite:

• Desplazar generación térmica, con mayor costo

• Reducir los costos marginales de energía en el sistema

• Disminuir el consumo de gas para la generación de electricidad,

permitiendo la exportación del gas a los países vecinos a precios

mayores en beneficio de los bolivianos.

UNIDAD MARGINAL, COSTO MARGINAL PROMEDIO Y

FRECUENCIA DE MARGINALIDAD (Enero – Diciembre 2013)

14.0

3 14.9

9

14.5

4

14.0

1

14.3

9

11.4

7

14.0

6

14.3

5

12.7

1

17.5

9

19.5

4

14.3

3 15.7

1 16.6

7

19.2

9

19.2

1 20.4

7

18.9

3

17.2

6

13.4

9

13.4

2 14.2

4

16.6

6

13.6

6

15.9

3

18.8

1

13.6

5

14.2

8

16.7

1

13.6

9

16.4

8

13.7

2 14.6

4

14.1

0

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

VH

E05

AR

J15

GC

H09

VH

E06

GC

H10

ALT

02

AR

J13

VH

E07

BU

L01

KE

N01

GC

H01

BU

L02

KA

R01

VH

E01

SC

Z02

GC

H04

GC

H02

SC

Z01

KE

N02

ER

I03

ER

I02

ALT

01

VH

E03

ER

I04

AR

J08

GC

H06

ER

I01

VH

E08

VH

E02

CA

R03

VH

E04

CA

R01

GC

H11

CA

R02

(%)US$/MWh

Costo Marginal Promedio Costo Marginal Máximo: 20.85 US$/MWh

Costo Marginal Mínimo: 11.36 US$/MWh Frecuencia de Marginalidad

COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN PROMEDIO (Enero – Diciembre 2013)

1.0

81

1.4

6

12

.08

12

.18

12

.19

12

.48

12

.57

12

.63

12

.69

12

.97

13

.06

13

.25

13

.67

13

.75

13

.75

13

.76

13

.89

13

.90

13

.90

14

.17

14

.24

14

.24

14

.24

14

.26

14

.54

15

.77

16

.43

17

.05

17

.05

17

.31

17

.31

17

.37

17

.55

17

.75

20

.13

20

.15

20

.24

20

.41

20

.75

21

.99

49

.89

51

.67

75

.75

76

.93 8

5.9

5

89

.79

91

.97

95

.80

98

.73

99

.72

10

0.5

9

10

3.3

8

10

4.0

7

12

0.2

5 13

2.7

5

13

3.7

6

13

3.9

3

13

4.4

1

13

5.5

1

13

5.5

2

13

5.5

5

15

0.2

7

15

6.3

3

17

0.4

4

17

4.6

9

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

GB

E0

1

AL

T0

2

GC

H1

2

GC

H1

0

GC

H0

9

AR

J1

3

AR

J1

0

AR

J1

2

AR

J1

5

BU

L0

1

BU

L0

2

AR

J1

1

AL

T0

1

ER

I04

ER

I03

ER

I02

ER

I01

CA

R0

3

CA

R0

1

AR

J1

4

VH

E0

7

VH

E0

8

VH

E0

5

VH

E0

6

CA

R0

2

GC

H1

1

KA

R0

1

AR

J0

8

VH

E0

4

VH

E0

3

VH

E0

2

VH

E0

1

KE

N0

2

KE

N0

1

SC

Z0

1

GC

H0

6

GC

H0

4

GC

H0

1

SC

Z0

2

GC

H0

2

AR

J0

3

AR

J0

1

MO

A0

8

MO

A0

5

MO

S0

7

MO

A0

7

MO

S0

4

MO

S0

1

MO

S0

5

MO

S0

2

MO

S0

3

MO

S0

6

MO

S0

8

MO

A0

2

MO

S1

2

MO

A1

0

MO

S1

4

MO

S1

3

MO

S1

0

MO

S1

1

MO

S0

9

MO

A1

4

MO

A1

2

MO

A0

6

MO

A1

1

US$/MWh

Costo Variable Promedio Costo Marginal Máximo: 20.85 US$/MWh Costo Marginal Mínimo: 11.36 US$/MWh

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

RELACIÓN DE CAPACIDAD DISPONIBLE Y

DEMANDA SEMANAL

(Enero – Diciembre 2013)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

04

/01

/20

13

08

/01

/20

13

14

/01

/20

13

23

/01

/20

13

29

/01

/20

13

02

/02

/20

13

14

/02

/20

13

18

/02

/20

13

28

/02

/20

13

06

/03

/20

13

11

/03

/20

13

21

/03

/20

13

23

/03

/20

13

02

/04

/20

13

09

/04

/20

13

19

/04

/20

13

22

/04

/20

13

03

/05

/20

13

10

/05

/20

13

13

/05

/20

13

23

/05

/20

13

26

/05

/20

13

03

/06

/20

13

11

/06

/20

13

18

/06

/20

13

28

/06

/20

13

29

/06

/20

13

12

/07

/20

13

18

/07

/20

13

26

/07

/20

13

01

/08

/20

13

08

/08

/20

13

13

/08

/20

13

22

/08

/20

13

28

/08

/20

13

05

/09

/20

13

07

/09

/20

13

20

/09

/20

13

27

/09

/20

13

03

/10

/20

13

09

/10

/20

13

16

/10

/20

13

22

/10

/20

13

30

/10

/20

13

07

/11

/20

13

15

/11

/20

13

19

/11

/20

13

25

/11

/20

13

06

/12

/20

13

10

/12

/20

13

MW

Demanda Máxima Semanalen Bornes de Generación

Capacidad SemanalDisponible de Generación

Reserva Mínima Semanal

4LOGROS PLAN

OPERATIVO ANUAL

Gestión 2013

Ejecutar de la manera más eficiente la operación del SIN, administración del MEM y la Planificación de la expansión del SIN

Objetivo 1

Potenciar los recursos humanos, tecnológicos y procedimentales para ejecución eficiente de las funciones del CNDC

Objetivo 2

Contar con un Sistema de Gestión de Calidad en los procesos realizados por el CNDC

Objetivo 3

PLAN OPERATIVO

Acciones recurrentes para cumplir con las funciones del CNDC,

establecidas por Ley de Electricidad, Reglamentos y Normas

Operativas


Objetivo 1

Planificación

Se ha revisado la información técnica y estudios eléctricos de las siguientes nuevas

instalaciones:

Norma Operativa N° 11 (Incorporación de Nuevas Instalaciones):

Cambio transformador 12T1 de 12.5 MVA_69/26.14 kV en Subestación Warnes de

CRE.

Instalación transformador T-3 de 3.75 MVA_66/10 kV en Subestación Velarde II de

SEPSA .

Norma Operativa N° 30 (Revisión de Requisitos Técnicos Mínimos):

Transformadores 2x50 MVA_115/69 kV en Subestación Vinto.

Suministro de Energía al Centro Minero Huanuni: Instalación de una LT en 115 kV y

5 km de longitud y transformadores 2x25 MVA_115/10.5 kV

Transformador 100 MVA_230/115 kV en Subestación Sucre.

Unidad ALT01 de 28.77 y ALT02 de 52.82 MW (ISO) en la central El Alto.

Unidad CAR03 de 28.77 MW (ISO) en la central Carrasco.

Unidades VHE05, VHE06, VHE07 y VHE08 de 15 MW (ISO) cada una, en la central

Valle Hermoso.

Objetivo 1

Planificación

Decreto Supremo 1301/2012:

Instalación de la unidad de generación ALT02 de 62.7 MVA en la central El Alto

de VHE (25/03/2013).

Asimismo se realizaron las siguientes evaluaciones:

• Evaluación Económica Proyecto Transformador 230/115 kV en Subestación

Punutuma

• Evaluación Económica Proyecto Bahía Línea 69 kV en S/E Vinto y Proyecto

Transformadores 2x50 MVA 115/69 kV en Subestación Vinto

• Evaluación Económica Transformadores en S/E Sucre 100 MVA 230/115 kV

• Evaluación Económica Proyecto Hidroeléctrico San José 124 MVA


Objetivo 1

Administración

Presentación, aprobación y envío a la AE, MHE y al VEEA de los informes:

Programación de Mediano Plazo

Mayo 2013 – Abril 2017, (Res. CNDC 315/2013-3 del 13/03/2013 );

Noviembre 2013 – Octubre 2017, (Res. CNDC 322/2013-4 del 13/09/2013 )

Informes de Precios de Nodo

Mayo – Octubre 2013 (Res. CNDC 317/2013-1) y Noviembre 2013 – Abril

2014, (Res. CNDC 325/2013-1)

Reprogramación mensual de la operación del sistema, con actualización de

parámetros de programación (mantenimientos, niveles de embalses, demanda, etc.)

Publicación del Informe de Programación Estacional (Dic.2012-Abr.2013;

May.2013-Oct.2013 y Nov.2013) aprobado por la Presidencia del CNDC.

Se ha concluido con los trabajos en sitio, correspondientes a la tercera campaña

de revisión y verificación del Sistema de Medición Comercial – SMEC.


Objetivo 1Ejecutar de la manera más eficiente la operación del SIN, administración del MEM y la Planificación de la expansión del SIN

Operaciones:

Supervisión de

pruebas de puesta

en servicio de

instalaciones:

Objetivo 1

Operaciones

Validación de la Base de Datos de Componentes Eléctricos y diagrama

unifilar del SIN.

Evaluación de las necesidades de actualización de la base de datos de los

Agentes en el modelo CAPE.

Revisión y actualización de las normas operativas, Instructivo de Restitución

N° 2 “Restitución del Área Oriental”, 3 ”Restitución del Área Norte” y 6

“Restitución del Área Trinidad” de la Norma Operativa N° 6 “Restitución del

Sistema Interconectado Nacional”.

Se ha elaborado la programación de corto plazo realizando las siguientes

actividades: Coordinación de mantenimiento mensual, semanal, diario y

Programación optima de generación semanal y diaria (predespachos y

redespachos).


Objetivo 1

Operaciones

Coordinación y supervisión de la operación del SIN en tiempo real y emisión de

informes preliminares y finales de falla.

Restitución del sistema en condición de falla de manera segura, confiable y en el menor

tiempo.

Realización de análisis de todas las fallas ocurridas durante este periodo, totalizando

380 informes.

Evaluación del funcionamiento del MEM y del SIN, publicado en el Informe Mensual del

Comportamiento Eléctrico del SIN, de diciembre/2012 a noviembre/2013.

Elaboración del Informe Mensual de Previsión de la Operación del SIN ante

Contingencias Críticas para la gestión 2013.

Elaboración del Informe Semestral del Comportamiento del EDAC periodo I/2013.

Fiscalización del EDAC de todos los agentes distribuidores y consumidores no regulados

del SIN (días 05/08 a 11/09).


Objetivo 1

Operaciones

Aplicación de conocimientos adquiridos:

• Fenómeno electromagnético EMT en la operación en tiempo real (estudio

Reconexión monofásica en líneas de transmisión).

• Uso y adquisición de los modelos y manejo conceptual de las contingencias y

análisis de sistemas de potencia en la operación en tiempo real, (informe

“Estabilidad de pequeña señal”, contingencias, flujos de carga,

cortocircuito, estabilidad, etc.)

• Análisis de falla con el uso del programa CAPE, (estudios de coordinación

de protecciones, revisión de la base de datos del modelo CAPE e informe

“Simulación de Esquemas de Teleprotección, transferencia de disparo

permisivo por sobrealcance y de bloqueo por comparación direccional en el

programa CAPE).

Curso de Restitución de Sistema Eléctricos de Potencia dictado por personal

de XM-Expertos en Mercados del 10 al 12 de diciembre al personal técnico del

CNDC.



Objetivo 2

Actualización de procedimientos internos.

Mantenimiento de sistemas y plataforma tecnológica.

Se ha contratado personal idóneo para ocupar los cargos emergentes de la

necesidad de fortalecer el equipo de la Gerencia de Operación.

Se ha cumplido las obligaciones laborales determinadas por el Gobierno.

Se ha realizado la negociación y complementación de los aspectos legales para

la firma del contrato para la adquisición del Sistema Administrativo

Financiero.


Objetivo 3

Se han implementado los procedimientos actualizados de calidad.

Se ha mantenido vigente la certificación ISO 9001:2008.

Se ha elaborado y aprobado el Plan Estratégico Institucional Quinquenal 2014-

2018 y Plan Operativo Anual 2014 del CNDC.

5LOGROS PLAN

ESTRATÉGICO ANUAL

Gestión 2013

Acciones para mejorar la eficiencia en la realización de sus funciones y

responder a los nuevos desafíos del Sector Eléctrico Boliviano

PLAN ESTRATÉGICO

Mantener o mejorar los niveles de seguridad, confiabilidad y costo mínimo en la operación del SIN

Plan 1

Proponer la adecuación del marco normativo para el desarrollo, funcionamiento y sostenibilidad de mercados eléctricos mixtos

Plan 2

Consolidar la Planificación de la Expansión Optima del SIN a largo plazoPlan 3

Promover la integración energética internacional y el comercio de energía eléctrica

Plan 4

Fomentar integralmente el talento humano, promoviendo el desarrollo de competencias

Plan 5

Aplicar efectivamente la tecnologíaPlan 6

Mantener el Sistema de Gestión de Calidad (SGC)Plan 7

Posicionar al CNDC como referente técnico en el sector energético del país

Plan 8

Mantener o mejorar los niveles de seguridad, confiabilidad y costo mínimo en la operación del SIN

Plan 1

ACTIVIDAD AVANCE DESCRIPCION

Supervisar la medición de la potencia

efectiva y rendimiento térmico de

unidades generadoras, realizado por los

Agentes en unidades nuevas y las que

no fueron realizadas en el 2010.

100 % Se ha realizado la medición de potencia

efectiva en la unidad Ciclo Combinado

CCGT (GCH09, GCH10 y GCH12) en el

mes de abril de 2013 y en las unidades

ERI01, ERI02, ERI03 y ERI04 de Central

Entre Ríos en el mes de junio 2013.

Realizar análisis sobre el suministro

de energía para el SIN con verificación

de reservas, potenciando competencias

del personal.

100% Se ha realizado el análisis de suministro de

energía para el SIN en el periodo seco del

2013 sobre la base del Informe de Mediano

Plazo periodo mayo/13-abril/17 y para el

periodo noviembre 2013 - abril 2014, sobre

la base del Informe de Mediano Plazo

periodo noviembre/13-octubre/17 .

Proponer la adecuación del marco normativo para el desarrollo, funcionamiento y sostenibilidad de mercados eléctricos mixtosPlan 2


Realizar el análisis sobre las

ventajas de la incorporación de

Energías Renovables y no

convencionales al SIN.

100% Se ha efectuado un análisis

económico del efecto de la

incorporación de Energías Renovables

al SIN, para su consideración en la

elaboración del proyecto de Decreto

Supremo de Incentivo a las

Energías Alternativas.

Consolidar la Planificación de la Expansión Optima del SIN a largo plazoPlan 3


Elaborar la Proyección de la

demanda del SIN y Sistemas

Aislados

100% Se ha concluido la proyección de la

demanda del SIN, de los sistemas

aislados y proyectos productivos a

nivel Bolivia al 2025.

Participar en Comisiones de

Gasoductos, Desarrollo Energético

y Planificación

100% Se ha participado de todas las

reuniones convocadas por la Agencia

Nacional de Hidrocarburos, así como

las convocadas por el VMEEA.

Promover la integración energética internacional y el comercio de energía eléctricaPlan 4


Participar de reuniones,

cursos, seminarios,

talleres, conferencias

100% Se ha participado en los siguientes talleres y seminarios internacionales sobre normativa:

i) Organizados por GESEL de Brasil y ii) por el Grupo Técnico de Organismos

Reguladores (GTOR) de los Países Miembros de la Comunidad Andina (CAN).

Sobre integración energética: i) Organizados por el Grupo Técnico de Organismos

Planificadores de los Sectores Eléctricos de la Comunidad Andina (GOPLAN), ii) Talleres

de integración energética entre Brasil y Bolivia y iii) Talleres de integración energética de

Bolivia con países vecinos, organizados por la Corporación Andina de Fomento (CAF).

Participar en las actividades

de investigación de la

normativa regional para

promover la integración

energética regional, de

acuerdo a las directrices de

las autoridades del sector

energético.

100% A requerimiento del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se ha participado en el

análisis de la Propuesta de para la Adecuación y Armonización de la Normativa

Supranacional de la CAN y del Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores, Atendiendo

de esta manera todos los requerimientos de esta gestión.

Participación en: Seminario Iberoamericano de Energía Renovables (Uruguay, 17-23

Sep.); Congreso Internacional de Operación de Sistemas y Mercados de Energía

(Colombia, 21-27 Sep.); Manejo de EMTP/ATP (Colombia 2-3 Dic.); Coordinación de

Aislamiento (Colombia, 4-6 Dic.).

Participar en las actividades

de integración

estableciendo contactos

institucionales

100% Se ha participado en las actividades del grupo de trabajo del Sistema de Interconexión

Eléctrica Andina (SINEA) financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Fomentar integralmente el talento humano, promoviendo el desarrollo de competenciasPlan 5


Actualizar el Plan Motivacional para el

personal.

60% Se ha enfatizado la motivación

mediante capacitación técnica

especializada para el personal,

reprogramando la conclusión de esta

actividad para la siguiente gestión

(Con la aplicación de diferentes

métodos de motivación).

Actualizar y difundir el procedimiento

del Sistema de Evaluación de

Desempeño

100% Concluido; Se ha efectuado la

actualización y la difusión del

Procedimiento de Evaluación de

Desempeño

Aplicar efectivamente la tecnologíaPlan 6


Desarrollar de un proyecto de

actualización e integración de los

sistemas de información de la

planificación, administración y

operación del SIN, con módulos de

apoyo en la administración de la

entidad, usando tecnología de punta y

normativas de seguridad

90% Se ha concluido el desarrollo del

nuevo sistema informático

completando el módulo de

administración de componentes y

redes, cálculo de costos de

generación y el módulo de medidas.

Mantener el Sistema de Gestión de Calidad (SGC)Plan 7


Mantener certificado y mejorar

continuamente el Sistema de Gestión

de la Calidad certificado por

organismos internacionales acorde

con los requisitos de la norma

internacional ISO 9001.

100% Concluido; Ultimo mantenimiento de

certificación ISO 9001:2008 realizado

en marzo de la presente gestión.

Posicionar al CNDC como referente técnico en el sector energético del paísPlan 8


Establecer contactos con

entidades vinculadas al sector

Eléctrico, participando en

cursos, talleres, seminarios y

otros eventos relacionados

con empresas e instituciones

del sector eléctrico nacional

e internacional.

100% Participación en la elaboración de propuestas para

la nueva normativa del Sector Eléctrico

Participación en el proceso de arbitraje

internacional llevado entre el Estado Plurinacional

de Bolivia y la empresa Rurelec, en calidad de

asesor técnico.(Designación de expertos del CNDC

por la Procuraduría General).

Participar e interactuar en

cursos, talleres, seminarios

y otros eventos relacionados

con la operativa del CNDC a

nivel internacional.

90 % Gestión del Convenio de cooperación técnica entre

el operador de Brasil (ONS) y Bolivia (CNDC).

6LOGROS A FAVOR DE

POLÍTICAS NACIONALES

Gestión 2013

El CNDC ha participado en la elaboración del Plan Eléctrico al 2025

del Estado Plurinacional de Bolivia, bajo las directrices del VMEEA

en el marco de la Agenda Patriótica del Gobierno.

Contiene lineamientos generales para:

• El desarrollo de la infraestructura eléctrica que permita satisfacer

la demanda interna,

• Impulsar el aparato productivo,

• Lograr la integración eléctrica nacional y el

• Acceso universal al servicio eléctrico hasta el año 2025 (con

cobertura al 100%). Asimismo

• Promover la exportación de los excedentes de energía a países

vecinos.

7PRESUPUESTO

DEL CNDC

Gestión 2013

Al ser una Entidad sin fines de lucro, los recursos para el

funcionamiento del CNDC se obtienen de las Empresas del sector

de acuerdo a su participación en el mercado

FUENTE DE RECURSOS

Determinado en el D.S. 29624 Reglamento de Funciones y

Organización del CNDC, Art. 21 Punto I b) de 02 de julio de 2008:

“..no podrá exceder el dos por ciento (2%) del monto resultante de

valorizar la potencia firme y la energía neta total inyectada por los

generadores al SIN en el año anterior al de aplicación del

presupuesto por sus respectivos precios correspondientes al mes

de mayo del año anterior al que corresponde el Presupuesto”

MONTO MÁXIMO

PRESUPUESTO

EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA POR PARTIDA

8PLANIFICACIÓN ANUAL Y

PRESUPUESTO

Gestión 2014


Objetivo 1


Objetivo 2


Objetivo 3

PLAN OPERATIVO

Acciones recurrentes para cumplir con las funciones del CNDC,

establecidas por Ley de Electricidad, Reglamentos y Normas

Operativas

Acciones para mejorar la eficiencia en la realización de sus funciones y

responder a los nuevos desafíos del Sector Eléctrico Boliviano

PLAN ESTRATÉGICO

Mantener o mejorar los niveles de seguridad, confiabilidad y costo mínimo en la Operación del SIN

Plan 1

Proponer la adecuación del marco normativo para el desarrollo, funcionamiento y sostenibilidad del Sector Eléctrico Boliviano

Plan 2

Consolidar la Planificación de la Expansión Óptima del SIN a largo plazoPlan 3

Coadyuvar en la integración energética internacional y el intercambio de energía eléctrica

Plan 4

Fomentar integralmente el conocimiento y el talento humano, promoviendo el desarrollo de competencias

Plan 5

Aplicar eficientemente nuevas tecnologíasPlan 6

Mantener la Certificación del Sistema de Gestión de la CalidadPlan 7

Posicionar al CNDC como referente técnico en el sector energético del país

Plan 8

PRESUPUESTO 2014

Gracias por su atención

PLAN ESTRATÉGICO

Nº OBJETIVO 2014 - GERENCIA DE PLANIFICACIÓN DEL SIN

1

Desarrollar competencias en:1.-Metodologias de planificación y estudios eléctricos.2.-Estudios de evaluación económica y técnica de proyectos de generación confuentes renovables y no renovables.3.-Modelos de simulación para la planificación del sistema eléctrico.4.-Actualización de Costos de proyectos de generación y transmisión.5.-Programacion y modelación para estudios de demanda.6.- Visitas a instalaciones existentes y en proceso de ingreso.Elaborar programa de pasantías para el estudio de temas específicos.Analizar la necesidad de incorporar nuevo personal a la gerencia de planificación

2

1.- Mejorar modelos matemáticos de elementos del sistema (reguladores degeneradoras y cargas), a partir pruebas y la información de registradores deeventos.2.-Actualizar y complementar la información en base de datos de elementos de red,proyectos y demanda en el nuevo SII.3.-Actualización del modelo de cálculo de costos referenciales de proyectos detransmisión.

3Diseñar e implementar la base de datos de demanda para facilitar su carga enmodelos de simulación (Power Factory, SDDP, OPTGEN y NCP).

4Análisis de la reserva rotante considerando criterios probabilísticos e inclusión deenergías renovables.

5

1.-Relevamiento de proyectos de generación de pequeña y gran escala.2.-Realizar relevamiento de información de sistemas aislados y proyectosproductivos.3.-Incluir el análisis de cobertura eléctrica en la planificación.

6Participar en la planificación de la integración eléctrica regional y/o con paísesvecinos.

Nº OBJETIVO 2014 - GERENCIA DE PLANIFICACIÓN DEL SIN

PLAN ESTRATÉGICO

Nº OBJETIVO 2014 - GERENCIA DE OPERACIONES DEL SIN

1 Análisis y diagnostico del estado del Contrato (SCADA)

2 Análisis y diagnostico de la necesidad del tercer operador

3 Pruebas de funcionamiento en 64 bits

4 Contratación de un ingeniero nuevo en el área de protecciones

PLAN ESTRATÉGICO

Nº OBJETIVO 2014 - GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN DEL SE

4 Gestionar la automatización de la actualización de costos en el Sistema Integrado

5 Personal capacitado en el manejo del DIGSILENT

6 Personal capacitado en el manejo del GAMS

7Efectuar el análisis técnico-económico del comportamiento del MEM, ante laincorporación de fuentes de generación a partir de energías renovables.

8Supervisar la medición de la potencia efectiva y rendimiento térmico de unidadesgeneradoras, realizado por los Agentes en unidades nuevas y las que no fueronrealizadas

9Realizar análisis sobre el suministro de energía para el SIN con verificación dereservas, potenciando competencias del personal.

PLAN ESTRATÉGICO

Nº OBJETIVO 2014 - UNIDAD DE ASESORÍA LEGAL

4 Participar en reuniones

5 Asistir a eventos de capacitación en áreas específicas del Sector.

6 Realizar talleres de capacitación

Nº OBJETIVO 2014 - UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

1Contar con la plantilla actualizada de acuerdo a requerimientos y necesidades de laorganización

2Solicitar a UPTI el desarrollo de programa de control y seguimiento del Plan Anualde Capacitación

3 Solicitar a la UPTI la actualización y difusión de la normativa vigente interna

4 Desarrollar el Plan de Seguridad Industrial

5Mantener la infraestructura y equipamiento del CNDC acorde a las necesidades yactualización tecnológica

6 Desarrollar un plan de Motivación

7Contar con información cuantitativa y cualitativa del cumplimiento de las funcionesdel personal, a través de la evaluación del desempeño.

PLAN ESTRATÉGICO

Nº OBJETIVO 2014 - UNIDAD DE PROCESOS Y TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN

1Consolidar el Comité de Tecnologías de la Información.Elaborar y difundir las políticas.

2 Mantener una plataforma tecnológica actualizada.

3 Automatización de los procesos de las áreas

4 Analizar y revisar la normativa interna utilizada.

PLAN ESTRATÉGICO

presentación comité nacional de despacho de carga (cndc) - audiencia pública enero 2014

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