estudio de verificaciÓn del margen de reserva firme

ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE

RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN

PERÍODO 2013-2016

Informe COES/DP-02-2013

INFORME

COES/DP-SPL-02-2013

ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE

RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN

PERÍODO 2013-2016

Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN

Período 2013-2016

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ÍNDICE

RESUMEN EJECUTIVO .............................................................................................................. 6

1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 19

2 ANTECEDENTES ............................................................................................................. 20

3 OBJETIVO ...................................................................................................................... 20

4 INFORMACIÓN UTILIZADA ............................................................................................. 20

4.1 Proyección de la demanda ..................................................................................... 20

4.2 Plan de obras de generación .................................................................................. 22

4.3 Plan de obras de transmisión ................................................................................. 23

5 MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN ................................. 24

5.1 Antecedentes ........................................................................................................ 24

5.2 Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO ........................ 25

6 VERIFICACIÓN DEL MRFO PARA EL PERIODO 2013 AL 2016 ............................................. 29

6.1 Premisas para verificación del MRO ....................................................................... 29

6.2 Potencia Firme del SEIN al año 2012 ....................................................................... 29

6.3 Potencia Firme del SEIN periodo 2013 - 2016 (Nuevas Unidades) ............................ 32

6.4 Verificación del MRO para el periodo 2013 - 2016 .................................................. 32 6.4.1 Margen de Reserva de Generación del SEIN ........................................................................... 32

7 CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA COMPROBAR EL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE RESERVA DE GENERACIÓN BAJO CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA .......................... 34

7.1 Modelamiento del Sistema .................................................................................... 34

7.2 Bloques Horarios ................................................................................................... 34

7.3 Reserva Rotante .................................................................................................... 34

7.4 Embalses ............................................................................................................... 35

7.5 Disponibilidad de gas natural de Camisea ............................................................... 35

7.6 Costos Variables .................................................................................................... 36

7.7 Hidrología ............................................................................................................. 36

7.8 Capacidad de Líneas de Transmisión ...................................................................... 36

8 SIMULACIONES Y RESULTADOS DEL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE GENERACIÓN ............ 37

8.1 Caso Base .............................................................................................................. 38

8.2 Hidrología Seca ...................................................................................................... 41

8.3 Salida del Complejo del Mantaro ........................................................................... 43

8.4 Sensibilidad – Purga de la presa Tablachaca ........................................................... 44


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8.5 Sensibilidad - Salida del ducto de gas de Camisea ................................................... 46

8.6 Sensibilidad – Retraso de proyectos hidroeléctricos ................................................ 48

9 PROPUESTA DEL COES DE LA NUEVA CENTRAL DE RESERVA DE GENERACIÓN .................. 49

9.1 Premisas para definir el tamaño y ubicación de la Nueva Central de Reserva .......... 50

9.2 Disponibilidad de suministro y almacenamiento de combustible ............................ 50

9.3 Disponibilidad de espacio físico y facilidad de acceso al sistema de transmisión eléctrica ............................................................................................................................ 53

9.4 Distribución de la Reserva de Generación ............................................................... 59

9.5 Ubicación de la Nueva Central de Reserva de Generación ....................................... 61

10 ANÁLISIS DE LA EXPANSIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE ................................................. 62

10.1 Expansión de la generación eficiente ...................................................................... 62

10.2 Resultados de la operación del sistema considerando la expansión de la generación eficiente ............................................................................................................................ 64

10.3 Análisis de los resultados ....................................................................................... 67

11 PROPUESTA DEL COES DE NUEVA CENTRAL DE RESERVA Y FUTURA GENERACIÓN EFICIENTE A GAS NATURAL EN EL SUR .................................................................................................... 68

12 CONCLUSIONES.............................................................................................................. 70


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LISTA DE FIGURAS Figura N° 8.1 Reserva de Generación del SEIN – Hidrología Promedio .......................... 39 Figura N° 8.2 Reserva de Generación del SEIN por Zonas – Hidrología Promedio. ........ 40 Figura N° 8.3 % Reserva de Generación del SEIN por Zonas – Hidrología Promedio. .... 40 Figura N° 8.4 Reserva de Generación del SEIN – Hidrología Seca ................................. 41 Figura N° 8.5 % Reserva de Generación del SEIN – Hidrología Seca ............................. 42 Figura N° 8.6 Reserva de Generación del SEIN – Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y Restitución) ................................................................................................................... 43 Figura N° 8.7 % Reserva de Generación del SEIN – Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y Restitución) .................................................................................................... 44 Figura N° 8.8 Reserva de Generación del SEIN – Purga de la presa Tablachaca. .......... 45 Figura N° 8.9 % Reserva de Generación del SEIN – Purga de la presa Tablachaca. ...... 45 Figura N° 8.10 Interrupción de suministro en el SEIN ante la indisponibilidad del ducto de gas. .................................................................................................................................. 47 Figura N° 8.11 Reserva de Generación del SEIN – Retraso de proyectos hidroeléctricos ........................................................................................................................................ 48 Figura N° 8.12 % Reserva de Generación del SEIN – Retraso de proyectos hidroeléctricos.................................................................................................................. 49 Figura N° 9.1 Refinerías terminales y plantas de ELECTROPERÚ .................................. 51 Figura N° 9.2 Ruta proyectada del Gasoducto Sur Peruano. ........................................... 52 Figura N° 9.3 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Callao .............................................................................................................................. 53 Figura N° 9.4 Probable subestación de conexión de la Nueva Central de Reserva ubicada en la zona del Callao ....................................................................................................... 54 Figura N° 9.5 Línea de conexión al el SEIN de la Nueva Central de Reserva, en caso se ubicara en la zona de Callao ............................................................................................ 55 Figura N° 9.6 Área de influencia de la refinería de Conchan ............................................ 56 Figura N° 9.7 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Lurín ................................................................................................................................ 56 Figura N° 9.8 Área de influencia de la SE San Juan ........................................................ 57 Figura N° 9.9 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Mollendo .......................................................................................................................... 58 Figura N° 9.10 Posible ubicación de la Nueva Central de Reserva en la SE San José .... 59 Figura N° 10.1 Expansión de la generación eficiente con proyectos hidroeléctricos ........ 63 Figura N° 10.2 Expansión de la generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y a gas ........................................................................................................................................ 63 Figura N° 10.3 Costos marginales promedios ponderados en la Barra Santa Rosa 220 kV ........................................................................................................................................ 64 Figura N° 10.4 Comparación de costos operativos del SEIN según escenarios de generación 2017 - 2024 ................................................................................................... 65 Figura N° 11.1 Propuesta de la Nueva Central de Reserva y futura central eficiente ....... 70


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LISTA DE TABLAS Tabla 4.1: Proyección de demanda global. ...................................................................... 21 Tabla 4.2: Principales proyectos de demanda. ................................................................ 21 Tabla 4.3: Programa de obras de generación. ................................................................. 22 Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación. .............................. 23 Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión.................................................................. 24 Tabla 5.1: Proyección de la demanda. ............................................................................. 26 Tabla 5.2: Proyectos candidatos. ..................................................................................... 27 Tabla 5.3: Resultados del MRFO. .................................................................................... 28 Tabla 6.1: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 1). ...................... 30 Tabla 6.2: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 2). ...................... 31 Tabla 6.3: Factor de Indisponibilidad Fortuita. ................................................................. 32 Tabla 6.4: Margen de Reserva de Generación del SEIN .................................................. 33 Tabla 6.5: Generación adicional en el SEIN para cumplir con el MRO. ............................ 33 Tabla 7.1: Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación ..... 35 Tabla 7.2: Contrato de transporte firme de gas natural de Camisea ................................ 36 Tabla 8.1: Comparación de la Reserva del SEIN para Hidrología Promedio e Hidrología Seca. ............................................................................................................................... 42 Tabla 8.2: Centrales térmicas que se afectan por la indisponibilidad del ducto de gas. ... 46 Tabla 8.3: Potencia Efectiva total que se afecta ante la indisponibilidad del ducto de gas. ........................................................................................................................................ 47 Tabla 9.1 Margen de reserva de generación de la zona Norte. ........................................ 60 Tabla 9.2 Margen de reserva de generación de la zona Centro. ...................................... 60 Tabla 9.3 Margen de reserva de generación de la zona Sur ............................................ 61 Tabla 10.1 Diferencia de los costos operativos del SEIN según escenarios de generación 2017 - 2024 ..................................................................................................................... 65 Tabla 10.2 Consumo de combustible diesel para los escenarios de generación 2017 - 2024 ................................................................................................................................ 66 Tabla 10.3 Consumo de combustible residual para los escenarios de generación 2017 - 2024 ................................................................................................................................ 67 Tabla 11.1 Propuesta de la Nueva Central de Reserva ................................................... 69 Tabla 12.1 Máxima Demanda Anual del SEIN 2013 - 2016 ............................................. 71 Tabla 12.2 Expansión de la Generación del SEIN 2013 – 2016. ...................................... 71 Tabla 12.3 Margen de Reserva de Generación del SEIN ................................................. 71 Tabla 12.4: Generación adicional requerida en el SEIN para cumplir con el MRO ........... 72 Tabla 12.5 Margen de Reserva de Generación del SEIN por Zonas ................................ 73


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LISTA DE ANEXOS Anexo A : Proyección de la Demanda Anexo B : Potencia Firme de las unidades de generación del SEIN Anexo C : Premisas y Consideraciones para modelar el sistema en el SDDP Anexo D : Resultados de la operación del sistema mediante el SDDP Anexo E : Resultados de la operación del sistema al año 2024


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ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN - PERÍODO 2013-2016

RESUMEN EJECUTIVO

Antecedentes

Una de las garantías de seguridad de la operación de un sistema eléctrico es que

en todo momento cuente con un margen de reserva de generación, que sea

suficiente para cubrir la operación normal y ante contingencias o condiciones

operativas adversas del sistema. Para el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional (SEIN), el margen de reserva que garantiza una adecuada seguridad es

establecido por el OSINERGMIN y se denomina Margen de Reserva Firme

Objetivo (MRFO).

El MRFO es fijado cada cuatro años, siendo la última fijación la del 19 de febrero

de 2013, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD, en la cual

se estableció como el valor de 33,3% menos el equivalente porcentual de la

potencia firme de la Reserva Fría respecto a la máxima demanda del SEIN, para

el periodo 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017.

En marzo de 2011 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) emitió la Resolución

Ministerial N° 111-2011-MEM/DM que encarga al COES la verificación anual del

cumplimiento del MRFO para los siguientes cuatro años. Asimismo, le encarga

que, en caso sea necesario, proponga las nuevas centrales de reserva a

implementar.

En el presente Estudio el COES presenta los resultados del estudio de verificación

del MRFO correspondiente al período 2013-2016. Este estudio ha contemplado

una proyección de la demanda que considera las informaciones emitidas por los

agentes del sector respecto al desarrollo de sus proyectos y una expansión de la

oferta basada en proyectos en ejecución o con compromiso de ejecución.

Proyección de la demanda

Para el periodo 2013 - 2016 se estima un crecimiento de la Máxima Demanda

anual del SEIN a una tasa promedio de 11,2% respecto al año 2012, que equivale


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a 705 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2818 MW hasta

el 2016, lo que equivale a un incremento del 53% respecto a la demanda de 2012.

Proyección de la demanda del SEIN1

Expansión de la oferta

Para el periodo 2013 – 2016 en el SEIN se instalarán 4356 MW, lo que representa

un incremento del 61% sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2012 (7 122

MW), de los cuales el 17% se instalará en la zona Norte, el 58% en la zona Centro

y el 25% en la zona Sur.

Expansión de la oferta del SEIN1

(*)No incluye las pequeñas CCHH, las cuales están en el rubro “Hidro”.

Fijación del MRFO por OSINERGMIN

Para la fijación del MRFO del SEIN el OSINERGMIN determinó el Margen de

Reserva Óptimo (MRO) cuyo valor promedio para el periodo 2013 – 2017 es de

33,3%, el cual incluye el aporte a la reserva de las unidades definidas como

Reserva Fría de Generación (RFG). Se entiende que se definió de esa manera

1 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Período 2015-2024, COES,

2013

Año Energía Potencia

GWh % MW %

2012 37 991 5 338

2013 41 330 8,8% 5 909 10,7%

2014 45 810 10,8% 6 544 10,8%

2015 53 202 16,1% 7 380 12,8%

2016 59 690 12,2% 8 156 10,5%

Promedio 2012-2016 12,0% 11,2%

Tipo 2013 2014 2015 2016

MW MW MW MW

Hidro 133 362 953 807

Térmico 1 375 219 58 200

RER (*) 110 34 106 0

Total SEIN 1 617 615 1 117 1 007


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por un interés tarifario, para poder restar la RFG del MRO y calcular el precio de la

potencia sobre el restante, dado que la RFG tiene su propio esquema tarifario.

Sin embargo, para efectos de verificar la reserva de generación, se deben

considerar tanto las unidades de RFG como el resto de unidades de generación

que operan en el sistema, dado que ambos tipos de unidades contribuyen a la

reserva del SEIN. En ese sentido, en el presente informe se ha verificado el

cumplimiento del MRO.

OSINERGMIN, para la determinación del MRFO, considera la comparación entre

la Potencia Firme de las unidades generadoras del SEIN, con la Máxima

Demanda anual del sistema. Acorde a la definición expuesta en el estudio de

fijación del MRFO2, el valor de éste, con vigencia del 01 de mayo de 2013 hasta el

30 de abril de 2017, es igual al Margen de Reserva Óptimo (MRO) de 33,3%

menos el equivalente porcentual de las potencias de las centrales de Reserva Fría

de Generación, conforme ingresen en operación, respecto de la máxima demanda

del SEIN.

Verificación del MRFO para el periodo 2013 – 2016

Considerando los mismos criterios de cálculo utilizados en la fijación del valor del

MRO, se analizó el cumplimiento de dicho valor en el SEIN para el periodo 2013 –

2016, utilizando para esto los valores de reserva a diciembre de cada año, fecha

en que ocurre la Máxima Demanda del sistema. Los resultados de este análisis se

muestran en la siguiente tabla:

Margen de Reserva de Generación del SEIN.

2 Informe N° 0056-2013-GART, “Determinación del MRFO y TIF Para el Sistema Interconectado

Nacional, Periodo 2013-2017”, OSINERGMIN, 2013.

Máxima Potencia Potencia Margen de Margen de

Demanda Efectiva de Firme de Reserva de Reserva de

Año MW Generación Generación Generación Generación

MW MW MW %

(1) (2) (3) (3) - (1) (3)/(1) - 1

2013 5 909 8 467 7 991 2 082 35,2%

2014 6 544 9 081 8 558 2 013 30,8%

2015 7 380 10 199 9 541 2 160 29,3%

2016 8 156 11 205 10 514 2 358 28,9%


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Se observa que para el periodo 2014 – 2016 el margen de reserva de generación

del SEIN está por debajo del MRO vigente (33,3%).

En la siguiente tabla se muestra la generación adicional mínima que se requiere

instalar en el sistema para cumplir con el MRO vigente.

Generación adicional para cumplir con el MRO

Para cumplir con el MRO (33,3%) se requiere instalar en el sistema como mínimo

360 MW de generación en el periodo 2015 – 2016, los cuales serán parte de la

Nueva Central de Reserva.

Comprobación de Desempeño del Margen de Reserva de Generación bajo

Condiciones Reales de Operación del Sistema

Con la finalidad de comprobar el desempeño del margen de reserva de

generación bajo condiciones reales de operación del sistema, en las que se

consideren el efecto de las líneas de transmisión, capacidad del ducto que

transporta el gas de Camisea hacia la costa central y asignación de Reserva

Operativa en el SEIN, se analizaron los siguientes escenarios:

a) Caso Base: Considera la operación del sistema con hidrología promedio,

en base a los registros históricos de hidrología, correspondientes al

período 1965 - 2009.

b) Hidrología Seca: Se simula la operación del sistema considerando

hidrología seca (95% de excedencia).

c) Salida del Complejo del Mantaro: Considera fuera de servicio en todo el

horizonte de análisis la salida del complejo Mantaro (centrales

hidroeléctricas de Mantaro y Restitución).

Adicionalmente se analizaron las siguientes condiciones de operación que se

podrían presentar en el sistema (sensibilidades):

Generación

Año Adicional

MW

2013

2014 167

2015 299

2016 360


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d) Sensibilidad – Purga de la presa Tablachaca: Se considera indisponible a

las centrales hidroeléctricas de Mantaro, Restitución y Cerro del Águila por

la purga de la presa Tablachaca, la cual se realiza en el periodo de

avenida (febrero o marzo), durante una semana.

e) Sensibilidad - Salida del Ducto de Gas Camisea – Costa Central: Se

considera indisponible el gasoducto de Camisea – Costa Central, el cual

afecta la operación de las centrales que operan exclusivamente con el Gas

de Camisea.

f) Sensibilidad – Retraso de proyectos hidroeléctricos: Considera un retraso

de un año en las construcciones de las centrales hidroeléctricas de Chaglla

y Cerro del Águila.

De los resultados obtenidos se observa que para los tres primeros escenarios el

sistema opera sin llegar a racionar el suministro eléctrico en el sistema, sin

embargo para el caso de la salida del complejo Mantaro se observa que para el

periodo de estiaje de los años 2014 y 2015 la reserva en el sistema será nula.

Para los casos de sensibilidad, el caso más crítico es la salida del ducto de gas de

Camisea en cualquier periodo del 2013 al 2016, lo cual implicaría un

racionamiento del suministro eléctrico en el SEIN que varía en el orden de 500

hasta 1600 MW. El margen de reserva fijado por el OSINERGMIN en 33,3%,

determinado bajo criterios de optimización, considera también la posibilidad de

racionamientos en el sistema, ya que no sería económico eliminarlos totalmente.

Propuesta del COES de la Nueva Central de Reserva

De acuerdo a la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM referida a la

Licitación de Reserva Fría, el COES deberá proponer y sustentar la ubicación en

el SEIN de la central de reserva; además se debe garantizar que dicho margen

sea distribuido en el SEIN con base a criterios de eficiencia.

Para definir la ubicación de la o las centrales de reserva se analizó la facilidad

para el suministro y almacenamiento de combustible líquido en los puertos de la

costa peruana. De información de PETROPERÚ se obtuvo que los puertos que

cuentan con plantas de distribución de combustible que cuentan con suficiente

capacidad, y mayor facilidad de suministro a plantas de generación, son los del

Callao y Mollendo, así como la refinería de Conchán. Para la ubicación de las


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centrales de reserva también se tomó en cuenta la disponibilidad de espacios

físicos, así como la facilidad del sistema de transmisión del SEIN para evacuar la

energía de la central.

Con el objetivo de cumplir con el criterio de mantener el margen de reserva

distribuido geográficamente en el SEIN, se analizó la localización de centrales de

reserva en las zonas Norte, Centro y Sur del país. Los análisis concluyen que la

zona Sur es la más deficitaria de reserva de generación, por lo que se eligió esta

zona para la ubicación de la generación de reserva.

Como ya se indicó, para cumplir con el MRO de 33,3% se requiere instalar como

mínimo 360 MW de generación hasta el año 2016; sin embargo para cumplir con

el criterio de eficiencia (exigido también por la RM N° 111-2011-MEM/DM), a fin

de que la generación a proponer no tenga solo un carácter coyuntural, se requiere

analizar la operación del sistema más allá del año 2016.

Análisis de la Expansión de Generación Eficiente

Este análisis se hace a partir del capítulo 4 del Informe de Diagnóstico de las

Condiciones Operativas del SEIN periodo 2015-2024.

Para el periodo 2013 - 2016 se cuenta con una lista de proyectos de generación

con alta probabilidad de ingresar a operar al SEIN, debido a que se trata de

proyectos que están en etapa de construcción, están adjudicados en subastas de

generación, serán licitados o cuentan con concesiones definitivas. Luego del año

2016 no se tienen comprometidos nuevos proyectos de generación.

Para evaluar la expansión de los proyectos de generación eficiente más allá del

2016, se consideraron proyectos hidroeléctricos con suficiente nivel de

maduración que cuenten con estudios, y con los tiempos mínimos de

implementación. Por tanto, para el periodo 2017 – 2024 se definió de manera

determinística un escenario de expansión de la generación eficiente, con una lista

de proyectos de generación hidroeléctricos de largo plazo que cuentan con

estudios, donde se considera las fechas más cercanas de entrada en servicio.

Asimismo, se definió otro escenario con la inclusión de un proyecto energético a

gas natural, con plazos menores de ejecución que los grandes proyectos

hidroeléctricos, tomándose como referencia el proyecto “Nodo Energético en el


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sur del Perú”3 y el proyecto “Mejoras en la Seguridad Energética del País y

desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”4, proyectos que cuentan con decisión y

aprobación de ejecución. En base a lo anterior, se definieron los dos escenarios

de generación mencionados, como sigue:

Escenario de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos.

Escenario de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y térmicos

a gas natural en el Sur (ciclo combinados de 1 500 MW en el año 2019).

Los resultados de las simulaciones energéticas se presentan en las dos siguientes

figuras:

3 R.S. 005-2013-EF incorporó a PROINVERSIÓN el proyecto “Mejoras en la Seguridad Energética

del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”. 4 R.S. 004-2013-EF incorporó a PROINVERSIÓN el proyecto “Nodo Energético en el Sur del

Perú”.


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Asimismo los resultados de costos marginales y costos operativos en el SEIN de

las evaluaciones energéticas realizadas son los mostrados en las figuras

presentadas a continuación.

0

50

100

150

200

250

300

350

en

e-1

3

jun

-13

no

v-1

3

ab

r-1

4

sep

-14

feb

-15

jul-

15

dic

-15

ma

y-1

6

oc

t-1

6

ma

r-1

7

ag

o-1

7

en

e-1

8

jun

-18

no

v-1

8

ab

r-1

9

sep

-19

feb

-20

jul-

20

dic

-20

ma

y-2

1

oc

t-2

1

ma

r-2

2

ag

o-2

2

en

e-2

3

jun

-23

no

v-2

3

ab

r-2

4

sep

-24

Co

sto

s M

arg

ina

les

(US

$/

MW

h)

Costos Marginales Promedios PonderadosBarra Santa Rosa 220 kV

Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur


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El consumo adicional de petróleo, sin el generación a Gas Natural en el Sur,

llegaría hasta casi 240 000 miles de galones anuales de petróleo Diesel y 35 000

miles de galones de petróleo Residual, para el año 2021.

De los resultados de la operación del sistema para el periodo 2013 – 2024 se

observa que se presenta un descalce entre la demanda y la oferta de generación

eficiente del SEIN, lo que llevaría a un importante consumo de petróleo Diesel y

Residual, que a su vez incrementaría los precios de la electricidad en el SEIN

estacionalmente en Estiaje, hasta superar los 300 US$/MWh (costos marginales),

por varios años, hasta la terminación e ingreso de grandes centrales

hidroeléctricas.

De la evaluación realizada se concluye que el proyecto de generación térmica a

gas natural en el Sur, se presenta como el proyecto de generación eficiente de

menor tiempo de ejecución, y requerido para reducir el déficit de generación

eficiente observado.


Período 2013-2016

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Propuesta del COES de la Nueva Central de Reserva y Futura Generación

Eficiente a Gas Natural en el Sur

De los análisis efectuados se observó que para el largo plazo en el SEIN se

requiere de generación eficiente que incluya la operación de unidades ciclo

combinado, con el fin de evitar altos costos operativos en el sistema, por tanto la

propuesta del COES de la Central de Reserva consiste en lo siguiente:

Se propone que para el periodo 2015 – 2016 se instalen en la zona de Mollendo-

Matarani una central de reserva con dos turbinas de 200 MW cada una, y que

esta central forme parte del futuro proyecto de generación eficiente a gas natural

del Nodo Energético del Sur cuando se disponga del Gasoducto Sur Peruano.

Para la evacuación de la energía, en una primera etapa se propone un circuito a

500 kV de aproximadamente 50 km hasta la subestación San José 500 kV,

implementada por el proyecto minero Ampliación Cerro Verde, y en una etapa

posterior un segundo circuito similar, con lo cual se podrá evacuar la energía del

proyecto integral de ciclo combinado, que totalizaría 1 800 MW.

Es importante señalar que el proyecto así propuesto, que formaría parte del

proyecto del Nodo Energético del Sur, requeriría para su ejecución la definición

técnica de la localización de la planta considerando los siguientes aspectos:

El suministro continuo y confiable de petróleo Diesel, desde la planta de

distribución de combustibles de Petroperú en la zona de Matarani-

Mollendo.

Suministro de agua dulce para enfriamiento y/o reposición de la etapa de

vapor de la planta de Ciclo Combinado.

Aspectos ambientales que esto conlleva.

El proyecto propuesto se presenta esquemáticamente en la figura mostrada a

continuación.

Etapa Unidad Cantidad Capacidad Total

MW MW

Primera Etapa Turbo gas 2 200 400

Etapa Posterior Turbo gas 4 200 800

Turbovapor 2 300 600

Total (Ciclo combinado) 1 800


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16

Propuesta de la Nueva Central de Reserva para el periodo 2015 - 2016

Se observa que en una primera etapa se utilizaría dos turbinas de ciclo abierto

(2x200 MW) como las unidades de la Nueva Central de Reserva. Las demás

turbinas podrían ser utilizadas a futuro como otras unidades de la Central de

Reserva, o como parte del proyecto Nodo Energético del Sur, cuando se

desarrolle el proyecto Gasoducto Sur Peruano.

Conclusiones

De los resultados obtenidos, se puede concluir que:

Se estima que para el periodo 2014 – 2016 el margen de reserva de

generación del SEIN se encuentre por debajo del MRO vigente (33,3%), y

por tanto para cumplir con dicho margen en el SEIN se requerirá instalar

una Central de Reserva con un mínimo 360 MW.

Se ha analizado el desempeño del margen de reserva de generación, para

los casos de hidrología promedio, hidrología seca y salida del complejo

Mantaro, encontrándose que el sistema opera sin llegar a racionar el


Período 2013-2016

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Versión 1

17

suministro eléctrico. Sin embargo, se precisa que para el caso de la salida

del complejo Mantaro, no se contará con reserva en el sistema en los

periodos de estiaje de los años 2014 y 2015, como consecuencia de la

falta de generación para cumplir con el MRO de 33,3%.

Para el caso de la pérdida del ducto de gas de Camisea se obtuvo un

racionamiento eléctrico en el sistema, que varía entre 500 MW y 1 600

MW, dependiendo de la oportunidad en que ocurra la contingencia.

Considerando que la zona con mayor desbalance oferta/demanda es la

zona Sur, y con el objetivo de distribuir la reserva en todo el SEIN, se

recomienda que la Central de Reserva se instale en dicha zona.

Asimismo, considerando la existencia de facilidades para el suministro y

almacenamiento de combustible líquido, así como el acceso a la red de

transmisión, se propone que la Central de Reserva esté instalada en la

zona de Mollendo-Matarani.

Del análisis de la expansión de la generación hasta el año 2024, se

observó que se presenta un déficit de generación eficiente en el sistema

por más de 4 años, debido a que los tiempos de implementación de

proyectos hidroeléctricos mayores son largos. Este déficit lleva a que se

que incrementen los costos operativos, por uso de petróleo Diesel y

Residual.

Se estima que el Proyecto del Gasoducto del Sur Peruano y el Nodo

Energético del Sur se podrían implementar en menor tiempo, considerando

un proyecto de 1 800 MW de generación térmica a gas natural en ciclo

combinado, de modo tal que reduzca el déficit de generación eficiente

presentado.

Considerando lo anterior, se recomienda que la Central de Reserva a

instalarse en el periodo 2015 – 2016 sea un adelanto del proyecto

indicado. Específicamente se plantea la instalación de dos unidades

duales de 200 MW cada una, que operen inicialmente como central de

reserva, utilizando combustible diesel, y que posteriormente pasen a

operar con gas natural.

Es importante resaltar que con la inclusión de la central de reserva

propuesta de 400 MW, el racionamiento del suministro eléctrico en el

sistema para el caso de la pérdida del ducto de gas de Camisea, se


Período 2013-2016

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Versión 1

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reducirá al rango de 100 a 1 200 MW, dependiendo de la oportunidad en

que ocurra la contingencia. Si se quisiera evitar totalmente dicho

racionamiento se tendría que colocar centrales de reserva por 1 600 MW,

lo cual nos llevaría a tener una reserva de más de 48%.


Período 2013-2016

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ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN - PERÍODO 2013-2016

1 INTRODUCCIÓN

La expansión de la generación del mercado eléctrico peruano evoluciona acorde a las

decisiones de los agentes del mercado en cuanto a la ejecución de nuevos proyectos de

centrales eléctricas en la oportunidad, magnitud, tecnología y locación que ellos

determinen.

Asimismo, la evolución de la demanda eléctrica en el tiempo depende de muchos

factores, entre los que tienen mayor relevancia las tasas de crecimiento vegetativo y los

grandes proyectos industriales y mineros, todos igualmente movidos por decisiones de

los agentes del mercado.

Por lo anterior, el margen de reserva de generación del SEIN depende en gran medida de

la evolución de los proyectos de generación y de demanda, variables que están sujetas a

las incertidumbres del mercado. Es así que se pueden presentar en el tiempo descalces

entre la oferta y la demanda, lo que trae como consecuencia que la reserva de

generación se reduzca a márgenes muy por debajo del Margen de Reserva Firme

Objetivo (MRFO), margen considerado en la remuneración de la potencia fijada por

OSINERGMIN.

Dado que el MRFO es el margen de generación que debe garantizarse para mantener

una operación segura ante diferentes contingencias y condiciones operativas, el

Ministerio de Energía y Minas (MINEM), mediante la Resolución Ministerial N° 111-2011-

MEM/DM, estableció que el COES debe verificar anualmente el cumplimiento del MRFO

en un horizonte de cuatro años, y acorde, proponga nuevas centrales de reserva para

alcanzar el referido margen.

En el presente Informe se exponen los resultados del Estudio de Verificación del MRFO

del SEIN en el Período del 2013 al 2016 acorde a lo dispuesto por el MINEM.

Considerando los tiempos de implementación de los proyectos de generación de Reserva

Fría, la propuesta de nuevas centrales de reserva se hará efectiva para los dos últimos

años del estudio (2015 – 2016).


Período 2013-2016

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2 ANTECEDENTES

En marzo de 2011 el MINEM emitió la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM en

cuyo Artículo 1° se establece que el COES debe verificar anualmente que se cumpla el

MRFO del sistema para un horizonte de cuatro años. Asimismo establece que acorde a

los resultados de la verificación realizada se licitarán nuevas centrales, las mismas que el

COES propondrá y sustentará su ubicación.

Como parte de su función reguladora de precios y tarifas para el Mercado Regulado,

OSINERGMIN determina el MRFO y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) del

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para un periodo de cuatro años. En

cumplimiento de su función, OSINERGMIN ha fijado el MRFO para el periodo 01 de mayo

de 2013 hasta el 30 de abril de 2017, con un valor que es igual al Margen de Reserva

Óptimo (MRO) de 33,3% menos el porcentaje que representa la Potencia Firme de las

unidades que integran la Reserva Fría de Generación (RFG).

3 OBJETIVO

Analizar el cumplimiento del Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN para el periodo

2013 – 2016 y, de ser el caso, proponer la implementación de nuevas centrales de

reserva de Generación en el sistema, a fin de garantizar el cumplimiento de dicho

margen.

4 INFORMACIÓN UTILIZADA

4.1 Proyección de la demanda

La proyección de la demanda del SEIN corresponde a la estimación realizada en el

Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN, periodo 2015-2024

(Escenario Base), cuyo sustento técnico se presenta en el Anexo A.

En la Tabla 4.1 se resume la proyección de la demanda global del SEIN, en la que se

aprecia que en el periodo 2013 – 2016 se tiene una tasa promedio anual de 11,2% para

el crecimiento de la potencia.


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Tabla 4.1: Proyección de demanda global.

Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo 2015-2024

En la Tabla 4.2 se resume la proyección de la demanda de los Grandes Proyectos que

ingresarán al SEIN en el periodo 2013 – 2016.

Tabla 4.2: Principales proyectos de demanda.

Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo 2015-2024.

Año Energía Potencia

GWh % MW %

2012 37 991 5 338

2013 41 330 8,8% 5 909 10,7%

2014 45 810 10,8% 6 544 10,8%

2015 53 202 16,1% 7 380 12,8%

2016 59 690 12,2% 8 156 10,5%

Promedio 2012-2016 12,0% 11,2%

2013 2014 2015 2016

MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH

Proyecto Tia Maria 0 0 0 0 0 0 10 62

Ampliación Cerro Verde 0 0 0 0 200 1 069 406 2 838

Ampliacion Quimpac (Oquendo) 14 40 25 182 25 182 25 182

El Brocal (Colquijirca) 20 104 27 198 27 198 27 198

Ampliación Shougang Hierro Perú 0 0 70 202 70 514 70 514

Ampliación Antamina 48 372 48 372 48 372 104 804

Ampliación Concentradora Toquepala 0 0 30 250 72 600 72 600

Ampliación Concentradora Cuajone 0 0 0 0 63 525 63 525

Ampliación de Aceros Arequipa 20 124 20 124 20 154 55 504

Ampliación Cerro Lindo 7 53 7 53 7 53 7 53

Ampliación Bayovar 0 0 0 0 12 71 15 138

Ampliación Cemento Pacasmayo 0 0 0 0 25 173 25 173

Ampliación Cementos Lima 17 72 19 120 20 124 20 124

Toromocho 114 189 152 774 152 1 198 152 1 202

Pachapaqui 4 12 8 69 12 104 16 138

Antapacay 90 724 93 745 96 771 96 773

Marcobre (Mina Justa) 0 0 0 0 5 37 5 37

Las Bambas (Apurimac) 28 16 113 313 157 1 228 158 1 270

Constancia 0 0 62 326 87 610 87 610

Quellaveco 0 0 0 0 10 36 12 90

Mina Chapi 0 0 0 0 7 55 26 205

Chucapaca - Cañahuire 0 0 0 0 10 60 62 360

Pukaqaqa (Milpo) 0 0 0 0 10 79 40 315

Shahuindo 0 0 10 79 10 79 10 79

Haquira (Antares) 0 0 0 0 12 105 24 210

Ampliación de la Fundicion de Ilo 0 0 0 0 10 83 10 83

Ampliación de la Refineria de cobre 0 0 0 0 8 65 8 65

Corani 0 0 10 40 41 323 41 323

Salmueras de Sechura 0 0 25 175 25 175 25 175

La Arena 0 0 5 43 5 43 65 541

El Porvenir 0 0 5 31 24 144 24 144

Mina Alpamarca 0 0 8 26 15 79 15 105

Cementos Piura 0 0 25 175 25 175 25 175

Nueva Planta de Oxidos Volcan 7 23 16 118 16 118 16 118

Ampliación SIDER PERU 0 0 0 0 26 44 34 180

Total de Proyectos - Zona Norte 0 0 65 473 128 760 199 1 461

Total de Proyectos - Zona Centro 251 988 405 2 269 450 3 356 576 4 439

Total de Proyectos - Zona Sur 118 740 308 1 673 773 5 530 1 075 8 015

TOTAL PROYECTOS 370 1 728 778 4 415 1 351 9 647 1 849 13 916

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA


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4.2 Plan de obras de generación

La expansión de la generación para el período 2013-2016 considera proyectos que se

encuentran actualmente en ejecución, proyectos que cuentan con contratos con el Estado

resultado de las licitaciones para promoción de la inversión, proyectos resultantes de las

subastas de suministro eléctrico con Recursos Energéticos Renovables (RER) y algunos

proyectos menores con alta probabilidad de ejecución.

En la Tabla 4.3 se muestra el programa de obras de generación del SEIN para el periodo

2013 – 2016, y las referencias de sustentación de éstas se describen en la Tabla 4.4.

Tabla 4.3: Programa de obras de generación.


FECHA PROYECTO MW NOTAS

ene-2013 C.H. Yanapampa - ELÉCTRICA YANAPAMPA. 4,1 (1)

mar-2013 C.H. Huanza - EMPRESA DE GENERACION HUANZA 90,6 (2)

abr-2013 C.H. Las Pizarras - EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE 18,0 (3)

abr-2013 Reserva Fría de Generación - Planta Talara Dual D2/GasNatural - EEPSA 183,0 (4)

jun-2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2 + TV (Ciclo combinado) - FENIX 534,0 (3)

oct-2013 Retiro de la C.T. de Emergencia en Piura - ELECTROPERÚ (operación comercial hasta el 30/09/2013) 80,0 (5)

oct-2013 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - SUR (Ilo) - ENERSUR 460,0 (3)

oct-2013 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TG1- TERMOCHILCA. 197,6 (3)

nov-2013 Central Eólica Cupisnique - ENERGÍA EÓLICA. 80,0 (3)

nov-2013 Central Eólica Talara - ENERGÍA EÓLICA. 30,0 (3)

dic-2013 C.H. Manta - PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 19,8 (3)

ene-2014 Central Eólica Marcona - PARQUE EÓLICO MARCONA 32,0 (2)

ene-2014 C.H Tingo - COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 8,8 (5)

jun-2014 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - NORTE (Planta de Eten) 219,0 (3)

jul-2014 C.H. San Marcos - HIDRANDINA 11,9 (6)

jul-2014 C.H. Pelagatos - HIDROELECTRICA PELAGATOS S.AC. 20,0 (6)

jul-2014 C.H. Santa Teresa - LUZ DEL SUR 98,1 (9)

ago-2014 Central Biomasa La Gringa V - CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2,0 (6)

oct-2014 C.H. Langui II - CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI S.A. 2,9 (3)

nov-2014 C.H. Quitaracsa - ENERSUR 112,0 (8)

dic-2014 C.H. Muchcapata - ANDES GENERATING CORPORATION S.A.C. 8,1 (6)

dic-2014 C.H. Machupicchu II-Etapa - EGEMSA 99,9 (6)

ene-2015 C.H. Carpapata III - Cemento Andino 12,8 (2)

ene-2015 C.H. Cheves - SN POWER. 168,0 (2)

ene-2015 C.H. Runatullo III - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20,0 (2)

ene-2015 C.H. Runatullo II - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 17,6 (3)

ene-2015 C.H. 8 de Agosto - ANDES GENERATING CORPORATION 19,0 (3)

ene-2015 C.H. El Carmen - ANDES GENERATING CORPORATION 8,4 (3)

ene-2015 Parque Eólico Tres Hermanas - CONSORCIO TRES HERMANAS 90,0 (2)

ene-2015 Central Solar Moquegua FV - SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16,0 (7)

ene-2015 C.H. Canchayllo - ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 3,7 (7)

ene-2015 C.H. Huatziroki I - ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11,1 (2)

ene-2015 C.H. RenovAndes H1 - RENOVABLES DE LOS ANDES 20,0 (8)

ene-2015 C.H. Rucuy - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 20,0 (3)

ene-2015 C.H. Vilcanota 2 - RENEWABLE ENERGY PERÚ S.A.C. 19,0 (6)

mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Puerto Maldonado 18,0 (7)

mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Pucallpa 40,0 (7)

jul-2015 C.H. Angel III - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20,0 (3)

jul-2015 C.H. Chaglla - EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA. 456,0 (8)

jul-2015 C.H. Cola 1 - HIDROELECTRICA COLA 10,4 (6)

jul-2015 C.H. Tulumayo IV - EGEJUNIN TULUMAYO IV 40,0 (6)

jul-2015 C.H. Tulumayo V - EGEJUNIN TULUMAYO V 65,0 (6)

jul-2015 C.H. Macon - EGEJUNIN MACON 10,0 (6)

jul-2015 C.H. Chancay - SINERSA 19,2 (2)

oct-2015 C.H. Zaña - ELECTRO ZAÑA 13,2 (2)

ene-2016 C.H. Cerro del Águila - CERRO DEL AGUILA S.A. 525,0 (3)

ene-2016 C.H. Nueva Esperanza - ANDES GENERATING CORPORATION 8,0 (3)

feb-2016 C.H. La Virgen - PERUANA DE ENERGÍA 64,0 (3)

mar-2016 C.H. Chancay 2 - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 40,0 (3)

oct-2016 C.H. Potrero - EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 19,9 (3)

oct-2016 C.H. Pucará - EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI 149,8 (9)

dic-2016 C.T. Quillabamba - (4 TGs - 50 MW) - Gas Natural - ELECTROPERÚ 200,0 (10)


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Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación.


4.3 Plan de obras de transmisión

En la Tabla 4.5 se presenta el plan de obras de transmisión a desarrollarse en el SEIN

para el periodo 2013 – 2016, y las referencias de sustentación de éstas.

El plan de obras incluye proyectos del Plan Transitorio de Transmisión, Primer Plan de

Transmisión, proyectos desarrollados por el MINEM a través de las adendas a los

contratos de concesión de transmisión y proyectos de los Planes de Inversiones de

Transmisión.

NOTAS REFERENCIAS (Información al 31 de enero de 2013)

(1): Fecha estimada, se encuentra en pruebas desde inicios de enero.

(2): Según información de listado de Concesiones Definitivas de Generación publicado por la DGE - MINEM en noviembre de 2012.

(3): Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN en setiembre de 2012.

(4): Fecha de ingreso estimada considerando información enviada por la empresa en diciembre de 2012.

(5): Según información enviada para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación para el año 2013 (Información de marzo y abril 2012).

(6): Fecha estimada según información del Estudio de Pre Operativ idad (EPO) del proyecto.

(7): Según información de la Unidad de Superv isión de Post Privatización de OSINERGMIN, publicado en octubre - noviembre de 2012.

(8): Según información enviada por la empresa en fecha: setiembre - octubre 2011.

(9): Fecha de ingreso estimada según información de la USPP - OSINERGMIN.

(10): Fecha de ingreso estimada.


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Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión.


5 MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN

5.1 Antecedentes

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD, se fijó el MRFO del Sistema

Interconectado Nacional desde el 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017, cuyo

valor es igual a 33,3% (MRO) menos el equivalente porcentual de las potencias firmes de

FECHA PROYECTO EMPRESA NOTAS

feb-2013 Nueva S.E. Zapallal 220/60kV EDELNOR (1)

mar-2013 Nueva S.E. Huanza 220kV. CONENHUA (2)

mar-2013 L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo de 180 MVA y SS.EE. Asociadas. CTM (3)

mar-2013 Repotenciación de la L.T. 220 kV Oroya - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA. ISA-PERÚ (4)

abr-2013 Reactor en Serie entre las SS.EE. Chilca Nueva y Chilca REP. REP (5)

abr-2013 Nueva S.E. Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN (6)

may-2013 L.T. 220 kV Piura Oeste - Talara de 180 MVA (segundo circuito) y SS.EE. Asociadas. CTM (7)

jul-2013 S.E. Cajamarca Norte: Transformador de 220/60/22.9 kV de 50/40/20 MVA HIDRANDINA (8)

jul-2013 L.T. 220 kV Tintaya - Socabaya (doble circuito) y SS.EE. Asociadas. TESUR (16)

sep-2013 Repotenciación de la LT. 220 kV Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA. REP (5)

sep-2013 S.E. Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kV. REP (5)

dic-2013 L.T. 500 kV Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias. CTM (4)

dic-2013 L.T. 500 kV Chilca - Marcona - Ocoña - Montalvo y SS.EE. Asociadas. ATS (4)

ene-2014 Repotenciación de la LT. 220 kV Ventanilla - Zapallal de 304 MVA a 540 MVA. REP (9)

ene-2014 S.E. Nueva Huaral 220/60/20 kV - 50/50/20 MVA CONENHUA (10)

ene-2014 S.E. Nueva Jicamarca 220 kV - 120 MVA. EDELNOR (11)

ene-2014 L.T. 220 kV Carabayllo - Nueva Jicamarca (dobe circuito) EDELNOR (11)

ene-2014 S.E. Paramonga Nueva 220 kV: Transformación Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA. EDELNOR (11)

ene-2014 S.E. Los Industriales (Nueva) 220/60 kV - 180 MVA. LUZ DEL SUR (12)

ene-2014 L.T. 138 kV Socabaya - Parque Industruial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones. SEAL (6)

abr-2014 LT. 220 kV San Juan - Chilca de 350 MVA (cuarto circuito). REP (9)

ago-2014 Repotenciación de la LT. 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP (9)

sep-2014 LT. 220 kV Ventanilla - Chavarria de 180 MVA (cuarto circuito). REP (9)

dic-2014 L.T. 220 kV La Planicie REP - Industriales - (13)

dic-2014 L.T. 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) y SS.EE.Asociadas. CTM (5)

ene-2015 S.E. Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA. - (14)

ene-2015 S.E. Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA. - (14)

ene-2015 S.E. Orcotuna 220/60 kV, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kV. - (13)

ene-2015 L.T. 220 kV Friaspata - Mollepata y S.E. Mollepata 220/66 kV - 50 MVA. - (13)

ene-2015 L.T. 220 kV Industriales - Corpac - (13)

ene-2015 Nueva S.E. Corpac 220 Kv - 2x50 MVA - (13)

jul-2015 Nueva S.E. Lurín 220 kV - (13)

ene-2016 L.T. 220 kV Moquegua - Los Héroes y Ampliación de la S.E. Los Héroes (2do circuito). - (14)

ene-2016 Repotenciación de la LT. 220 kV San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A. LUZ DEL SUR (12)

ene-2016 Nueva S.E. Colonial 220/60/10 kV - 2x180 MVA. EDELNOR (11)

ene-2016 L.T. 220 kV Nueva Jicamarca - Colonial EDELNOR (11)

abr-2016 L.T. 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba - (15)

may-2016 L.T. 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y Subestaciones Asociadas - (15)

Notas:

(1):

(2):

(3):

(4):

(5):

(6):

(7):

(8):

(9):

(10):

(11):

(12):

(13):

(14):

(15):

Fecha de ingreso estimada. Proy ectos que serán licitados por PROINVERSION, según oficio del MINEM N° 1430 - 2012 - MEM/DGE de fecha 20.11.2012.

Fecha de ingreso estimada. Proy ectos a cargo del MINEM, según oficio del MINEM N° 1430 - 2012 - MEM/DGE de fecha 20.11.2012.

Fecha indicada en función a la Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la Versión Final del Contrato de Concesión.

Según información de la Unidad de Superv isión de Post Priv atización de OSINERGMIN (USPP - OSINERGMIN) publicado en nov iembre de 2012.

Se estima que entrará en serv icio en el segundo semestre del 2013, considerando que aún no se aprueba su Estudio de Pre Operativ idad.

Fecha estimada puesto que a la fecha no se ha firmado el contrato para la ejecución del proyecto (Adenda de Ampliación) y de acuerdo a los plazos informados por el M INEM con Oficio N° 856 - 2012 -

M EM /DGE de fecha 12.07.2012.Fecha estimada según información de su Estudio de Pre Operativ idad.

Fecha estimada. Proy ectos considerados en el Informe N° 0279-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inv ersiones en Transmisión - Área de Demanda 6" (Regulación para el período

Fecha estimada. Proy ectos considerados en el Informe N° 0280-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inv ersiones en Transmisión - Área de Demanda 7" (Regulación para el período

Fecha de ingreso estimada.

Fecha de ingreso según fecha de ingreso del proy ecto de generación.

Según información de OSINERGMIN env iada con Oficio N° 9714 - 2012 - OS - GFE de fecha 28.12.2012.

Fecha de ingreso según información del MINEM env iada con Oficio N° 856 - 2012 -MEM/DGE de fecha 10.07.2012.

Según información env iada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativ as del SEIN en setiembre de 2012.

Fecha estimada. El proy ecto cuenta con Estudio de Pre Operativ idad aprobado.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

25

las unidades de Reserva Fría de Generación (RFG), conforme ingresen en operación,

respecto de la máxima demanda del SEIN.

El MRFO ha sido determinado bajo el criterio de obtener un nivel suficiente de

confiabilidad del parque generador, considerando la demanda proyectada para el periodo

2013 – 2017 y tomando en cuenta el nivel óptimo, desde el punto de vista económico, de

los costos de falla por la restricción de suministros (costos por pérdida de suministro ante

falla fortuita) y los costos de inversión y operación de las unidades de generación de

respaldo que permitan mantener un margen de reserva adecuado de generación para el

sistema.

5.2 Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO

5.2.1 Criterios

El MRFO fue determinado como consecuencia de la expansión óptima del parque de

generación, satisfaciendo los siguientes criterios de confiabilidad, seguridad y calidad:

El sistema debe satisfacer el criterio de confiabilidad de suministro tipo

probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía.

El plan de expansión de la generación debe corresponder tanto a los proyectos en

curso como a los proyectos factibles de entrar en operación, de acuerdo con los

criterios de mínimo costo y de sostenibilidad económica.

El sistema debe tener capacidad de soportar la pérdida de la central de

generación más importante del SEIN sin tener racionamiento de suministro.

El sistema debe ser capaz, bajo la condición de hidrología baja y/o de problemas

en el suministro de combustible, de abastecer la energía de la demanda sin

racionamiento de suministro.

5.2.2 Criterios para la expansión de la generación

El MRFO fue determinado bajo el criterio de obtener un nivel de suficiencia de

confiabilidad del parque generador, considerando el horizonte 2013 – 2017 y analizando

también los problemas de suministro de gas natural y bajos caudales que afectan la

seguridad del parque generador. También se consideró análisis económicos, de los

costos de falla de la restricción de suministros (costos por pérdida de suministro ante

fallas fortuitas) y los costos de inversión y operación de las unidades de generación de


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

26

respaldo que permitan mantener un margen de reserva adecuado de generación para el

sistema.

Los criterios específicos utilizados para la expansión de la generación fueron los

siguientes:

Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo probabilístico basado en la pérdida

de energía – LOEE. El parque generador debe ofrecer una confiabilidad bajo la

cual minimice los costos de pérdida esperada de energía y los costos de las

unidades de reserva.

Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio

de Reserva por la Unidad Más Grande. El sistema debe tener capacidad para

soportar la pérdida de generación más importante del SEIN sin racionamiento

(Complejo Mantaro 842 MW).

Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio

de Reserva para Condición Hidrológica Extrema. El sistema debe ser capaz de

abastecer la energía de la demanda, en caso ocurriese un año de hidrología

extrema seca, sin incurrir en racionamiento.

Criterio de Sostenibilidad en el Tiempo. Sólo se incluyen en la expansión aquellos

proyectos que sean sostenibles económicamente durante su vida útil.

Criterio de Mínimo Costo. La expansión de generación debe corresponder a la de

mínimo costo actualizado de inversión y operación del parque de generación.

5.2.3 Premisas de cálculo para obtener el MRFO

Generales

Proyección de la demanda y expansión de la generación para el periodo 2013 -

2017.

Se utilizó un modelo uninodal para determinar el MRFO.

Proyección de la demanda

La proyección de la demanda se muestra en la Tabla 5.1.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

27

Tabla 5.1: Proyección de la demanda.

Fuente: OSINERGMIN, Informe N° 0056-2013-GART.

Parque Generador

Corresponde al parque generador existente en el SEIN, así como proyectos que se

encuentran en desarrollo. Adicionalmente, para la expansión de la generación se

consideraron los siguientes proyectos candidatos:

Tabla 5.2: Proyectos candidatos.

Fuente: OSINERGMIN, informe N° 0056-2013-GART.

Disponibilidad de Unidades

Se considera la tasa de salida forzada de las unidades

Máxima Energía Factor de Tasa de Crecimiento

Año Demanda Carga

MW GWh % Potencia Energía

2012 5 268 37 336 80,7%

2013 5 723 40 516 80,8% 8,6% 8,5%

2014 6 372 44 937 80,5% 11,3% 10,9%

2015 6 968 51 031 83,6% 9,4% 13,6%

2016 7 442 54 525 83,4% 6,8% 6,8%

2017 7 889 57 607 83,4% 6,0% 5,7%

Tasas Anuales de Crecimiento (2013 - 2017) 8,4% 9,1%

Proyectos Hidroeléctricos

CH Huanza

CH Quitaracsa

CH Cheves

CH El Ángel I, El Ángel II y El Ángel III

CH Chaglla

CH La Virgen

Ch Cerro El Águila

CH Marañón

CH San Gabán I

CH Belo Horizonte

Proyectos Termoeléctricos

Turbo Gas Ciclo Abierto (176 MW)

Turbo Gas Ciclo Combinado (520 MW)


Período 2013-2016

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Versión 1

28

Operación del Sistema

El margen de reserva del SEIN debe ser suficiente de modo tal que la capacidad de

generación sea superior a la demanda del sistema, en condiciones de operación normal,

de modo que no se presenten situaciones de racionamiento permanente.

Se considera como operación normal del SEIN a aquella que se desarrolla sin

contingencias de salida fortuita de unidades generadoras, pero si considerando un

programa de mantenimiento óptimo del parque generador. El programa de mantenimiento

óptimo del parque generador, incluye el mantenimiento de una unidad turbogas de 176

MW.

Costo de Falla

Costo de falla de largo plazo: 6 000 US$/MWh

5.2.4 Resultados

En la Tabla 5.3 se resume los resultados obtenidos en el estudio desarrollado por el

OSINERGMIN.

Tabla 5.3: Resultados del MRFO.

Fuente: OSINERGMIN, Informe N°0056-2013-GART.

Para la determinación del MRFO se considera el crecimiento de la demanda y la

evolución de la Potencia Firme del SEIN, siendo el MRFO el resultado de la comparación

de la Potencia Firme con la Máxima Demanda del sistema.

El MRFO es igual al Margen de Reserva Óptimo de 33,3% menos aquella parte de este

porcentaje que representa la Potencia Firme de las unidades que integran la Reserva

Fría de Generación (RFG).

Año Máxima Demanda Margen de Reserva

MW Óptimo (%)

2013 5 723 36,50%

2014 6 372 30,10%

2015 6 968 30,80%

2016 7 442 34,70%

2017 7 889 34,50%

Margen de Reserva Óptimo (MRO) 33,3%


Período 2013-2016

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Versión 1

29

6 VERIFICACIÓN DEL MRFO PARA EL PERIODO 2013 AL 2016

El COES, por encargo del MINEM, verifica anualmente el cumplimiento del MRFO para

los siguientes cuatro años, además de proponer la nueva Central de Reserva de

Generación, en caso no se cumpla con dicho margen.

En la determinación del MRFO el OSINERGMIN incluyó el término Margen de Reserva

Óptimo (MRO), el cual incluye toda la reserva de generación del sistema; es decir,

corresponde a la suma de las potencias que aportan todas las unidades de generación

(incluyendo las unidades de RFG) menos la máxima demanda del SEIN, dividida entre

esta última.

El MRFO está relacionado con la remuneración de la Potencia para todas las unidades

del SEIN a excepción de las unidades de RFG, las cuales se remuneran a través de lo

recaudado por compensación por seguridad de suministro. En ese sentido, desde el

punto tarifario, es conveniente el uso del concepto de MRFO, y su cálculo a partir del

MRO descontando el aporte de todas las unidades definidas como RFG. Sin embargo

desde el punto de vista de evaluación de la reserva del sistema, es más conveniente

analizar la totalidad de la reserva, incluyendo la RFG, en ese sentido en el presente

estudio se analizará el cumplimiento del MRO.

6.1 Premisas para verificación del MRO

Para verificar el MRO del SEIN se consideran las siguientes premisas:

Las Potencias Firmes de las unidades del SEIN se consideran las mismas

utilizadas por el OSINERGMIN en la determinación del MRFO.

Se considera en mantenimiento una unidad de turbo gas ciclo abierto generación

de 192 MW (unidad turbogas existente en el sistema).

Las centrales eólicas y solares no aportan potencia para la condición de máxima

demanda del sistema.

Se realiza la verificación del MRO a diciembre de cada año, periodo en que ocurre

la máxima demanda del sistema.

6.2 Potencia Firme del SEIN al año 2012

Mediante el Procedimiento N° 26 del COES se realiza el cálculo de la Potencia Firme de

las centrales hidroeléctricas así como de las centrales térmicas del SEIN. En la Tabla 6.1


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

30

y Tabla 6.2 se detalla la Potencia Efectiva y la Potencia Firme de las unidades de

generación del SEIN a diciembre del 2012.

Tabla 6.1: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 1).

EMPRESA Central Unidad Pot. Efectiva Pot. Firme

(MW) (MW)

TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA TG-1 84,9 84,7

C.T. AGUAYTIA TG-2 85,4 85,4

SN POWER PERU C.H. CAHUA 43,1 40,9

C.H. PARIAC 5,0 5,0

C.H. GALLITO CIEGO 38,1 28,8

C.H. SAN ANTONIO 0,6 0,6

C.H. SAN IGNACIO 0,4 0,4

C.H. HUAYLLACHO 0,2 0,2

C.H. MISAPUQUIO 3,9 3,9

EDEGEL C.H. HUINCO 247,3 247,3

C.H. MATUCANA 128,6 128,6

C.H. CALLAHUANCA 80,4 80,4

C.H. MOYOPAMPA 66,1 66,1

C.H. HUAMPANI 30,2 30,2

C.T. SANTA ROSA UTI-5 53,1 52,6

C.T. SANTA ROSA UTI-6 52,0 51,6

C.T. SANTA ROSA TG7 121,0 120,2

C.T. SANTA ROSA TG8 199,8 199,6

C.T. VENTANILLA TG3+TG4 CCOMB F.DIREC. 485,0 480,3

EEPSA C.T. MALACAS TG-1 13,1 13,0

C.T. MALACAS TG-4 102,7 102,5

EGENOR C.H. CARHUAQUERO 95,1 87,7

C.H. CARHUAQUERO IV 10,0 -

C.H. CAÑA BRAVA 5,7 5,7

C.H. CAÑON DEL PATO 263,5 259,3

C.T. CHICLAYO OESTE SULZER-1 3,7 3,4

C.T. CHICLAYO OESTE SULZER-2 3,3 3,1

C.T. CHICLAYO OESTE GMT-2 3,2 2,9

C.T. PIURA GMT-1 3,1 2,9

C.T. PIURA GMT-2 3,1 2,9

C.T. PIURA TG 16,8 16,3

C.T. PIURA MIRLEES-1 0,7 0,6

C.T. PIURA MIRLEES-4 1,1 1,0

C.T. CHIMBOTE TG-3 20,2 19,9

C.T. LAS FLORES TG-1 192,8 191,1

SN POWER PERU C.H. MALPASO 48,0 48,0

C.H. OROYA 9,5 9,5

C.H. PACHACHACA 9,7 9,7

C.H. YAUPI 112,7 112,7

ELECTROPERU C.H. MANTARO 670,7 670,7

C.H. RESTITUCION 215,4 215,4

C.T. TUMBES MAK1 8,0 7,6

C.T. TUMBES MAK2 8,3 8,3

C.T. EMERGENCIA PIURA 81,1 79,1

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS TV-1 18,7 18,5

C.T. SAN NICOLÁS TV-2 17,1 16,8

C.T. SAN NICOLÁS TV-3 25,9 25,6

C.T. SAN NICOLÁS CUMMINS 1,2 1,2

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 88,8 88,8

CORONA C.H. HUANCHOR 19,6 19,6

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO TG1 30,3 10,7

CHINANGO C.H. YANANGO 42,6 14,5

C.H. CHIMAY 150,9 150,9

GEPSA C.H. LA JOYA 10,0 3,7

CELEPSA C.H. PLATANAL 222,2 222,2AGRO INDUSTRIAL

PARAMONGA C.T. PARAMONGA TV1 20,0 10,7


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

31

Tabla 6.2: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 2).

EMPRESA Central Unidad Pot. Efectiva Pot. Firme

(MW) (MW)

EGASA C.H. CHARCANI I 1,7 1,2

C.H. CHARCANI II 0,6 0,6

C.H. CHARCANI III 4,6 3,8

C.H. CHARCANI IV 15,3 15,3

C.H. CHARCANI V 144,6 123,8

C.H. CHARCANI VI 8,9 8,9

C.T. MOLLENDO MIRLESS 1 8,9 8,9



C.T. PISCO TG-1 35,4 34,1

C.T. PISCO TG-2 35,3 34,4

C.T. CHILINA TV2 6,2 6,0

C.T. CHILINA TV3 10,2 9,9

C.T. CHILINA C. COMBINADO 15,8 15,5

C.T. CHILINA SULZER1 5,2 5,1

C.T. CHILINA SULZER2 5,0 4,9

SAN GABAN C.H. SAN GABAN II 113,1 113,1

C.T. BELLAVISTA ALCO 1,5 1,5

C.T. TAPARACHI SKODA 1 0,4 0,4

C.T. TAPARACHI MAN 1 0,5 0,5



EGESUR C.H. ARICOTA I 22,5 22,4

C.H. ARICOTA II 12,4 12,4

C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 1 5,7 5,7




ENERSUR C.T. ILO1 TV3 67,1 66,2

C.T. ILO1 TV4 61,4 61,2

C.T. ILO1 TG-1 34,9 34,9

C.T. ILO1 TG-2 30,7 30,1

C.T. ILO1 CATKATO 3,3 3,3

C.T. ILO2 TVC1 140,6 140,2

C.H. YUNCAN 136,8 136,8

C.T. CHILCA TG1+TG2+TG3+TV 811,1 789,2

KALLPA GENERACION S.A. C.T. KALLPA TG1+TG2+TG3+TV 857,4 834,4

SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ I 7,0 2,2

C.H. SANTA CRUZ II 7,4 2,5

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR 3,5 1,4

SINERSA C.H. POECHOS II 10,0 5,4

ELEC. SANTA ROSA C.H. PURMACANA 1,8 0,4

SANTA CRUZ C.H. HUASAHUASI I 10,0 2,6

SANTA CRUZ C.H. HUASAHUASI II 10,0 2,9

AGUAS Y ENERGIA PERU C.H. PÍAS 12,6 12,6

PETRAMAS S.A.C. C.TB. HUAYCOLORO G1 1,7 1,6

C.TB. HUAYCOLORO G2 1,7 1,6

C.TB. HUAYCOLORO G3 1,7 1,6

HIDROCAÑETE S.A. C.H. NUEVO IMPERIAL 4,0 2,5

MAPLE ETANOL C.T. MAPLE ETANOL TV 29,5 9,0

SDE PIURA C.T. TABLAZO TG1 29,0 28,0

GTS REPARTICION S.A.C. REPARTICION SOLAR 20T 20,0 -

GTS MAJES S.A.C. MAJES SOLAR 20T 20,0 -

TACNA SOLAR S.A.C TACNA SOLAR 20T 20,0 -

PANAMERICANA SOLAR PANAMERICANA SOLAR 20TS 20,0 -

TOTAL 7 122 6 803


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

32

A diciembre del 2012 la Potencia Efectiva del SEIN fue de 7 122 MW y la Potencia Firme

de 6 803 MW.

6.3 Potencia Firme del SEIN periodo 2013 - 2016 (Nuevas Unidades)

Para determinar la potencia firme de los nuevos proyectos de generación para el periodo

2013 – 2016 se toman en cuenta las siguientes consideraciones:

La Potencia Firme de las unidades termoeléctricas están en función de su

Potencia Efectiva y el Factor de Indisponibilidad Fortuita.

La Potencia Firme de las centrales hidroeléctricas se obtuvieron del Informe

N° 0056-2013-GART (Determinación del MRFO y TIF para el Sistema

Interconectado Nacional), cuyo detalle se muestra en el Anexo A (Potencia

Efectiva y Firme de Unidades del SEIN).

Los proyectos RER con tecnología Eólica y Solar son considerados con una

Potencia Firme igual a 0 MW para el bloque de máxima demanda del

sistema.

En la Tabla 6.3 se muestran las indisponibilidades fortuitas de las unidades

termoeléctricas, valores considerados en el Procedimiento N° 25

(Indisponibilidades de las unidades de generación).

Tabla 6.3: Factor de Indisponibilidad Fortuita.

6.4 Verificación del MRO para el periodo 2013 - 2016

6.4.1 Margen de Reserva de Generación del SEIN

Tomando en consideración que para la determinación del MRO se compara la Potencia

Firme con la máxima demanda del sistema, para verificar el MRO del SEIN para el

periodo 2013 – 2016 se considera la expansión del sistema al final de cada año, es decir

Central Combustible FIF

Carbón 4.20%

Vapor Petróleo 3.10%

Gas 2.90%

Jet 2.30%

Gas Gas 3.20%

Diesel 4.10%

Diesel Todos 1.90%

Ciclo Combinado 2.40%

Fuente: National Energy Reliabilty Council


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

33

al mes de diciembre, mes donde se produce la máxima demanda del sistema. En el

Anexo B se detalla la Potencia Firme de todas las unidades de generación consideradas

en la evaluación del MRFO del SEIN.

En la Tabla 6.4 se resume el cálculo del margen de reserva de generación del SEIN para

el periodo 2013 – 2016. En los cálculos se considera en mantenimiento una unidad turbo

gas ciclo abierto.

Tabla 6.4: Margen de Reserva de Generación del SEIN

De los resultados se observa que el margen de reserva de generación está por debajo

del MRO para los años 2014 al 2017.

En la Tabla 6.5 se muestra la generación adicional que se requiere en el sistema para

cumplir con el MRO vigente.

Tabla 6.5: Generación adicional en el SEIN para cumplir con el MRO.

De los análisis efectuados se observa que hasta el año 2016 se requieren como mínimo

360 MW de generación adicional en el sistema, con el fin de cumplir con el Margen de

Reserva Óptimo.




MW MW MW %

(1) (2) (3) (3) - (1) (3)/(1) - 1

2013 5 909 8 467 7 991 2 082 35,2%

2014 6 544 9 081 8 558 2 013 30,8%

2015 7 380 10 199 9 541 2 160 29,3%

2016 8 156 11 205 10 514 2 358 28,9%

Generación

Año Adicional

MW

2013

2014 167

2015 299

2016 360


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

34

7 CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA COMPROBAR EL DESEMPEÑO DEL

MARGEN DE RESERVA DE GENERACIÓN BAJO CONDICIONES DE

OPERACIÓN DEL SISTEMA

Para comprobar el margen de de reserva de generación del SEIN, para el periodo 2013 –

2016, se establecen las siguientes consideraciones y criterios.

7.1 Modelamiento del Sistema

Para verificar el margen de reserva de generación se simula la operación del SEIN con el

programa SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) el cual permite hacer un

modelamiento multimodal y multiembalse, en el que se toman en cuenta los siguientes

aspectos:

Detalles operativos de las centrales hidroeléctricas (balance hídrico, límites de

almacenamiento y límites en los caudales turbinados, vertidos, filtrados, etc.)

Modelo detallado de las centrales térmicas (unit commitment, contratos take or pay,

contratos de combustible, curvas de eficiencia, restricciones de combustible,

centrales térmicas multi-combustible, etc.)

Incertidumbre hidrológica: se pueden utilizar modelos estocásticos de caudales que

representan las características del sistema hidrológico.

Red de transmisión detallada: análisis de flujos de potencia en corriente continua,

límites en los flujos de potencia, cálculo de pérdidas, restricciones de seguridad.

Demanda de energía por bloque y por barras en etapas mensuales.

7.2 Bloques Horarios

Con el fin de hacer una mejor representación del comportamiento de la demanda del

sistema, donde la menor reserva se presenta en la condición de máxima demanda del

SEIN, se definen cinco bloques horarios que representen el perfil de demanda del SEIN

correspondiente a 24 horas. Los detalles de la descripción de los bloques horarios se

muestran en el Anexo C.

7.3 Reserva Rotante

Actualmente la asignación de la reserva rotante se realiza mediante el modelo MAP-

COES, donde al SEIN se le asigna una reserva primaria de 86 MW, y adicionalmente se

considera 80 MW reserva secundaria, asignada a la CH Huinco. La distribución de la

reserva entre las diferentes unidades de generación del SEIN se muestra en el Anexo C.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

35

7.4 Embalses

Nuestro sistema hidrológico está compuesto por embalses que obedecen a diferentes

necesidades, tales como: energía eléctrica, riego y agua potable. Considerando las

restricciones en el uso de agua para generación eléctrica, sólo se incluye en la

optimización los embalses cuyo uso obedece estrictamente a necesidades de energía

eléctrica. Las descargas de los embalses que obedecen a necesidades de riego y agua

potable, son informadas por los integrantes.

En el Anexo C, se detallan la relación de embalses que son optimizados, así como la

relación de embalses cuyas descargas tienen restricciones de agua potable y riego.

También se describen las limitaciones del volumen almacenado del lago Junín de

acuerdo a la resolución del Ministerio de Agricultura.

7.5 Disponibilidad de gas natural de Camisea

Se considera una disponibilidad de 372 MMPCD (capacidad firme) de gas natural de

Camisea para generación eléctrica. Adicionalmente se considera un volumen de 80

MMPCD a partir del ingreso en operación de las CC.TT. Fénix y Santo Domingo de los

Olleros, con lo cual se tendrá una capacidad total de 452 MMPCD.

Se considera que ésta capacidad de 452 MMPCD se mantiene hasta finales del 2015, y

que a partir de enero de 2016 no habrá limitaciones de capacidad de transporte de gas

natural, como resultado de la ampliación del ducto de gas de Camisea.

Por lo tanto, para el periodo de evaluación se considera que la disponibilidad de gas

natural de Camisea para generación eléctrica es como se indica en la Tabla 7.1.

Tabla 7.1: Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación

En cuanto a la asignación de gas natural, se considera que las centrales térmicas operan

según su contrato de transporte firme de gas natural, tal como se muestra en la Tabla 7.2

Año 2013 (*) - 2015 2016

Capacidad Firme

(MMPCD)452

Sin restricción en el ducto

de Camisea

(*): Antes del ingreso de las CCTT Fenix y Santo Domingo de los Olleros sólo se dispone de 372 MMPCD


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

36

Tabla 7.2: Contrato de transporte firme de gas natural de Camisea

Adicionalmente, se ha considerado que el gas natural disponible de la empresa EDEGEL

sólo alcanza para la operación de la CT Ventanilla y de la unidad TG8 de la CT Santa

Rosa. Por lo tanto las unidades UTI5, UTI6 y TG7 de la C.T. Santa Rosa estarían

disponibles para operar sólo con Diesel.

7.6 Costos Variables

Para la evaluación de la operación económica del sistema se consideran costos

regulados de los combustibles, los cuales son actualizados sobre la base de los precios

de los combustibles de la Fijación tarifaria de 2012, actualizando los precios de los

energéticos de acuerdo a los procedimientos del OSINERGMIN. En el Anexo C se

detallan los costos variables de las centrales térmicas del SEIN tanto de las existentes así

como de los nuevos proyectos.

7.7 Hidrología

Se consideran las series históricas de caudales afluentes desde el año 1965 hasta el

2009. Las series hidrológicas de los proyectos hidroeléctricos se actualizan para el mismo

periodo.

Para las centrales que tienen restricciones prioritarias de riego y agua potable, se

considera los caudales de riego y caudales de agua potable de manera determinística

como restricciones de cálculo.

7.8 Capacidad de Líneas de Transmisión

Se consideran los siguientes límites de transmisión entre las principales líneas del SEIN:

EMPRESAContrato Firme de Transporte de

Gas (MMPCD)

EDEGEL 113,0

KALLPA 111,4

ENERSUR 102,7

DUKE ENERGY 12,0

SDF ENERGY 9,4

EGESUR 3,2

EGASA 20,0

FENIX 57,5

TERMOCHILCA 22,5

TOTAL 451,6


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

37

Línea de transmisión Mantaro – Cotaruse – Socabaya 220 kV: capacidad de

transferencia de 460 MW medidos en la SE Socabaya.

Línea de transmisión Paramonga – Chimbote 220 kV: límite de transmisión de

353MW.

Línea de transmisión Chilca – Marcona – Montalvo 500 kV: capacidad de

transferencia de 700 MW.

8 SIMULACIONES Y RESULTADOS DEL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE

GENERACIÓN

De acuerdo a los criterios de cálculo del OSINERGMIN, el MRFO debe permitir al sistema

operar sin llegar a racionar la energía eléctrica bajo las siguientes condiciones de

operación del SEIN.

Hidrología Seca.

Salida de la Central de Generación más grande del sistema.

Por tanto, tomando en consideración las condiciones operativas reales del sistema se

plantean los siguientes escenarios para verificar que no exista racionamiento del

suministro eléctrico en el SEIN:

Caso Base: Considera la operación del sistema con hidrología promedio,

considerando la información hidrológica histórica correspondiente al período 1965

- 2009.

Hidrología Seca: Se considera hidrología con una probabilidad de excedencia del

95%.

Salida de la Central de Generación más grande del Sistema: Se considera fuera

de servicio todo el complejo del Mantaro (Centrales hidroeléctricas de Mantaro y

Restitución).

Adicionalmente a los casos descritos anteriormente se incluyen casos operativos que se

podrían presentar en el sistema (sensibilidades), aunque dichas condiciones no implican

que el sistema deba operar sin llegar a racionar el suministro eléctrico. Los casos de

sensibilidad en la operación del sistema son los siguientes:

Purga de la presa Tablachaca. Que implica la salida de operación de la CC.HH.

Mantaro, Restitución y Cerro del Águila.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

38

Salida del ducto de gas de Camisea – Costa Central: Se considera la

indisponibilidad del ducto, lo que implica que las centrales térmicas que operan

con gas natural de Camisea salen fuera de servicio.

Retraso en la puesta en operación de 1 000 MW de proyectos hidroeléctricos en

el periodo 2015 – 2016.

Para verificar que el sistema opere sin llegar a racionar el suministro eléctrico en el SEIN,

se analiza la operación del sistema, donde se consideren las limitaciones de las líneas de

transmisión, la capacidad del ducto de TGP y la disponibilidad hidrológica.

Para las simulaciones de operación del sistema se considera la expansión de la

generación definida en el punto 4.2 del informe, denominado Escenario Base y

adicionalmente se considera un Escenario que incluye el Retraso de 1000 MW de

proyectos de generación hidroeléctricos.

8.1 Caso Base

Corresponde a la operación del sistema que considera la expansión prevista de la oferta

de generación, de transmisión y de demanda, en el cual se toma en cuenta las

limitaciones y restricciones propias del sistema.

En la Figura N° 8.1 se muestra la evolución de la reserva de generación del SEIN para el

periodo 2013 – 2016, la cual se encuentra por encima del 10 % en todo el periodo de

evaluación, valor mínimo requerido en el sistema para la operación diaria del SEIN.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

39

Figura N° 8.1 Reserva de Generación del SEIN – Hidrología Promedio

En todo el periodo analizado (2013 – 2016) no se observa racionamiento del suministro

eléctrico en el sistema. A partir de octubre del 2013 se observa un incremento importante

de la reserva como consecuencia del ingreso de la Reserva Fría de Ilo (460 MW) y la

C.T. Termochilca (198 MW).

En la Figura N° 8.2 y Figura N° 8.3 se resume la reserva en las tres zonas del SEIN para

el Escenario de Generación Base. Para estos análisis se consideran los intercambios de

reserva entre zonas a través de las líneas de transmisión en función al despacho

económico del sistema. La reserva de generación de cada zona se determina al

comparar la suma de las unidades que no despachan en cada zona (reserva) respecto a

la demanda de la misma zona.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

400

800

1 200

1 600

2 000en

e-13

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3

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13

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13

ene-

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6

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16

Res

erva

de

gene

raci

ón (%

)

Res

erva

de

gene

raci

ón (M

W)

Base (Hidrología Promedio) Base (Hidrología Promedio) %


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

40

Figura N° 8.2 Reserva de Generación del SEIN por Zonas – Hidrología Promedio.

Figura N° 8.3 % Reserva de Generación del SEIN por Zonas – Hidrología Promedio.

0

200

400

600

800e

ne

-13

ma

r-1

3

ma

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3

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13

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-13

no

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3

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4

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4

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5

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6

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6

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16

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v-1

6

MW

Base - Norte Base - Centro Base - Sur

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

en

e-1

3

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3

jul-

13

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-13

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3

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4

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15

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6

Po

rce

nta

jes

Base - Norte % Base - Centro % Base - Sur %


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

41

De los resultados de reserva de generación por zonas del SEIN para el Caso Base, se

observa que la zona que presenta menor reserva es la zona Centro, debido a que

presenta un parque de generación de menor costo variable, el cual es requerido en el

despacho económico del sistema.

En las zonas Norte y Sur la reserva de generación estaría constituida por las centrales de

Reserva Fría, sin embargo existen periodos en los cuales estas centrales despachan por

despacho económico y en otros periodos por congestión, tal como es el caso de las

centrales de Reserva Fría de Ilo, la cual presenta un incremento en su despacho debido a

la congestión en la LT de 220 kV Mantaro – Cotaruse.

8.2 Hidrología Seca

Para cada año de evaluación del sistema, se analiza los resultados de la operación del

sistema con las 44 hidrologías, y para cada año se identifica la serie que tiene una

probabilidad de excedencia del 95% (hidrología seca).

De manera comparativa con el Caso Base, en la Figura N° 8.4 y Figura N° 8.5 se

muestra, los resultados de la reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje,

respectivamente, para el caso con Hidrología Seca.

Figura N° 8.4 Reserva de Generación del SEIN – Hidrología Seca

0

500

1 000

1 500

2 000

en

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no

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Re

se

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de

ge

ne

rac

ión

(M

W)

Base (Hidrología Promedio) Hidrología seca


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

42

Figura N° 8.5 % Reserva de Generación del SEIN – Hidrología Seca

De los resultados de reserva de generación para el caso con Hidrología Seca se observa

que ante esta situación la reserva del SEIN presenta una reducción promedio anual que

varía entre 0,9% y 1,8 %; es decir, el impacto de la disminución de la hidrología es

mínimo para la condición de máxima demanda del sistema, representado por un bloque

de una hora, lo que indica que los embalses de regulación de las centrales hidroeléctricas

permiten regular la potencia despachada de las centrales sin ser afectados de manera

significativa por la disponibilidad hidrológica.

En la Tabla 8.1 se muestra la comparación de la reserva de generación promedio del

SEIN tanto para el Caso Base como para el Caso con Hidrología Seca, en la cual se

observa una variación de la reserva entre 0,9% hasta un máximo de 1,8%.

Tabla 8.1: Comparación de la Reserva del SEIN para Hidrología Promedio e Hidrología Seca.

0%

5%

10%

15%

20%

25%e

ne

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mar

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may

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jul-

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no

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en

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en

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de

ge

ne

rac

ión

(%

)

Base (Hidrología Promedio) % Hidrología seca %

Año % Base% Hidrología

SecaDiferencia (%)

2013 14.4% 13.3% 1.1%

2014 17.2% 16.0% 1.2%

2015 16.3% 14.5% 1.8%

2016 15.6% 14.7% 0.9%


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

43

8.3 Salida del Complejo del Mantaro

Se simula la operación del sistema considerando la salida de servicio en todo el periodo

de análisis del complejo hidroeléctrico Mantaro, cuya potencia efectiva total es de 886

MW.


muestran los resultados de reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje,

respectivamente, para el caso con salida del complejo Mantaro.

Figura N° 8.6 Reserva de Generación del SEIN – Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y

Restitución)

0

500

1 000

1 500

2 000

en

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no

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en

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no

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en

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no

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en

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-16

no

v-16

Re

se

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de

ge

ne

rac

ión

(M

W)

Base (Hidrología Promedio) Salida del complejo Mantaro


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

44

Figura N° 8.7 % Reserva de Generación del SEIN – Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y

Restitución)

De los resultados se observa que en el periodo de estiaje del 2014 y 2015 la reserva del

sistema sería nula, aunque no se llega a racionar el suministro eléctrico en el SEIN. Es

importante aclarar que la reserva nula en el periodo de estiaje se debe a que el Margen

de Reserva de Generación del SEIN está por debajo del MRO que se requiere en el

sistema de modo tal de evitar racionamiento, lo que implica la necesidad de una nueva

central de reserva en el SEIN.

8.4 Sensibilidad – Purga de la presa Tablachaca

Se simula la operación del sistema considerando la salida de las centrales hidroeléctricas

Mantaro, Restitución y Cerro del Águila en los meses de febrero y marzo de los años de

evaluación, periodo donde normalmente se realiza la purga de la presa Tablachaca.


muestran los resultados de reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje,

respectivamente, para el caso con Purga de la presa Tablachaca.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

en

e-1

3

ma

r-1

3

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3

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3

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4

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4

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4

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4

en

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5

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5

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(%

)

Base (Hidrología Promedio) % Salida del complejo Mantaro %


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

45

Figura N° 8.8 Reserva de Generación del SEIN – Purga de la presa Tablachaca.

Figura N° 8.9 % Reserva de Generación del SEIN – Purga de la presa Tablachaca.

La purga de la presa Tablachaca reduce la reserva del sistema, sin embargo no provoca

la interrupción de suministros debido a que el sistema cuenta con suficiente reserva de

generación, principalmente porque en el periodo de avenida, en que se realiza la purga,

0

500

1 000

1 500

2 000

en

e-1

3

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W)

Base (Hidrología Promedio) Purga de la presa Tablachaca

0%

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(%

)

Base (Hidrología Promedio) % Purga de la presa Tablachaca %


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

46

se tienen mayor disponibilidad hidrológica lo cual mejora el aporte de las centrales

hidroeléctricas.

8.5 Sensibilidad - Salida del ducto de gas de Camisea

La salida del ducto de que transporta el gas natural de Camisea a la costa central afecta

a las centrales termoeléctricas que dependen exclusivamente de este combustible; es

decir a aquellas centrales que no son duales, porque no pueden operar con un

combustible alternativo (D2).

En la Tabla 8.2 se muestra la relación de unidades de generación que serían afectadas

por la indisponibilidad del ducto de Camisea. Asimismo se muestra la potencia disponible

de cada central en función a la capacidad de transporte firme de gas y la capacidad

disponible de las centrales duales, es decir cuando no se disponga del ducto de Camisea.

Tabla 8.2: Centrales térmicas que se afectan por la indisponibilidad del ducto de gas.

En la Tabla 8.3 se muestra la magnitud de potencia que sale fuera de servicio en el SEIN

como consecuencia de la indisponibilidad del ducto de Camisea. Al año 2016 el sistema

reduce su potencia efectiva en 2 464 MW lo cual tendrá un alto impacto en la operación

del sistema.

2013 2014 2015 2016

Ciclo combinado Kallpa 857 734 734 734 834 0

Ciclo combinado Chilca 811 678 678 678 789 0

Ciclo combinado Fénix (1) 534 339 339 339 520 520

Ciclo combinado Ventanilla (1) 473 458 458 458 460 309

Santo Domingo de los Olleros 198 96 96 96 191 0

Santa Rosa TG8 200 193 193 193 193 0

Las Flores 193 53 53 53 186 0

Pisco 71 66 66 66 68 0

Independencia 23 16 16 16 22 0

Oquendo 30 29 29 29 29 0

Santa Rosa GT7 (1) 124 0 0 0 120 120

Santa Rosa UTI5 (1) 53 0 0 0 50 50

Santa Rosa UTI6 (1) 52 0 0 0 49 49

Total 3 619 2 663 2 663 2 663 3 512 1 048

Nota:

(1): Central con combustible alternativo (D2)

Potencia Firme (MW) según la disponibilidad firme de gas

natural de Camisea (MMPCD)CentralesPotencia

Efectiva (MW)

Capacidad sin

ducto de Camisea


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

47

Tabla 8.3: Potencia Efectiva total que se afecta ante la indisponibilidad del ducto de gas.

Se simuló la operación del sistema considerando la indisponibilidad del ducto en todo el

periodo análisis del estudio, observándose energía no servida en todo el periodo, lo que

indica que ante la salida del ducto en cualquier periodo del año, siempre existirá

racionamiento del suministro eléctrico. En la Figura N° 8.10 se muestran la interrupción

de suministros en magnitud, como consecuencia de la salida del ducto de Camisea.

Figura N° 8.10 Interrupción de suministro en el SEIN ante la indisponibilidad del ducto de gas.

De los resultados se observa que ante la pérdida del ducto de gas, en el sistema se

racionará el suministro eléctrico, cuyo valor varía entre 500 MW hasta un máximo de

1600 MW.

Si bien el caso analizado considera la generación prevista en el periodo de estudio, con la

cual no se cumplirá el MRO, como ya se vio, es importante acotar que aún cumpliendo

con el MRO no asegura que en caso de pérdida del ducto de Camisea no haya

racionamiento. Esta contingencia es una situación fortuita cuya probabilidad de

ocurrencia y energía no servida asociada implican un riesgo que se entiende que ha sido

Año Potencia f irme (MW)

2013 1 615

2014 1 615

2015 1 615

2016 2 464

-2 000

-1 500

-1 000

- 500

0

ene-

13

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3

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13

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16

Inte

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pc

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min

istr

os

(M

W)

Interrupción de suministros por salida del ducto de Camisea

Salida del ducto de Camisea


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

48

analizado en la fijación del valor del MRO por parte de OSINERGMIN, bajo el criterio

probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía.

8.6 Sensibilidad – Retraso de proyectos hidroeléctricos

En la Figura N° 8.11 y Figura N° 8.12 se muestra la evolución de la reserva de

generación del SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con retraso

de proyectos de generación en los años 2015 y 2016. Cabe resaltar que no se presenta

racionamiento del suministro eléctrico como consecuencia del retraso de estos proyectos.

Figura N° 8.11 Reserva de Generación del SEIN – Retraso de proyectos hidroeléctricos

0

500

1 000

1 500

2 000

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(M

W)

Base (Hidrología Promedio) Retraso de Proyectos Hidroeléctricos


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

49

Figura N° 8.12 % Reserva de Generación del SEIN – Retraso de proyectos hidroeléctricos

Se observa que en el estiaje del año 2015 la reserva de generación se reduce

aproximadamente en 300 MW, lo cual representa una reducción en el porcentaje de

reserva de 15% (valor del caso base) a 12%, debido al retraso en el ingreso en operación

de la CH. Chaglla. Esta baja reserva de generación como consecuencia del retraso de la

implementación de los proyectos hidroeléctricos, podría implicar racionamiento del

suministro eléctrico ante posibles contingencias que se podrían presentar en el sistema.

En el año 2016 la mayor diferencia con respecto al Caso Base se presenta en la época

de avenida, debido a que en este periodo se encuentran indisponibles las CCHH Chaglla

y Cerro del Águila. En este periodo la reserva de generación se reduce de 20 % a 15%.

En el Anexo D se detalla las salidas de los casos analizados con el modelo SDDP.

9 PROPUESTA DEL COES DE LA NUEVA CENTRAL DE RESERVA DE

GENERACIÓN

En el Artículo 1° de la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM referida a la

Licitación de Reserva Fría se indica que el COES deberá proponer y sustentar la

ubicación en el SEIN de cada central de reserva que se plantee. Además se indica que

se debe garantizar que dicho margen sea distribuido en el SEIN con base a criterios de

eficiencia.

0%

5%

10%

15%

20%

25%e

ne

-13

mar

-13

may

-13

jul-

13

sep

-13

no

v-13

en

e-1

4

mar

-14

may

-14

jul-

14

sep

-14

no

v-14

en

e-1

5

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep

-15

no

v-15

en

e-1

6

mar

-16

may

-16

jul-

16

sep

-16

no

v-16

Re

se

rva

de

ge

ne

rac

ión

(%

)

Base (Hidrología Promedio) % Retraso de Proyectos Hidroeléctricos %


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

50

Por tanto, para cumplir con el encargo al COES a continuación se plantean los criterios y

premisas para definir el tamaño y ubicación de la Nueva Central de Reserva de

Generación a instalarse en el SEIN en el periodo 2015 – 2016.

9.1 Premisas para definir el tamaño y ubicación de la Nueva Central de Reserva

9.2.1 Premisas generales

El sistema debe tener una reserva distribuida en todo el SEIN, la cual será definida con

criterios de eficiencia.

9.2.2 Ubicación

Para definir la ubicación de la Nueva Central de Reserva se toma en consideración los

siguientes aspectos:

Disponibilidad de espacio físico para la construcción y operación.

Disponibilidad del sistema de transmisión para evacuar la energía de dichas

unidades.

Acceso a puertos para asegurar el suministro de combustible.

Facilidades para el almacenamiento de combustible líquido.

Posibilidad de que a futuro opere con gas natural, considerando la expansión de

los gasoductos o posibilidad de desarrollo de los ductos regionales (al norte y sur

del país).

Ubicación de la mayor demanda a atender para evitar racionamiento eléctrico.

9.2.3 Tamaño de la Nueva Central de Reserva de Generación

El tamaño de la Nueva Central de Reserva a instalarse en el SEIN en el periodo 2015 –

2016, dependerá de los criterios de eficiencia y además de tomar en consideración los

resultados de la capacidad mínima de generación que se requiere en el SEIN para

cumplir con el MRO.

9.2 Disponibilidad de suministro y almacenamiento de combustible

La empresa PETROPERÚ tiene cuatro refinerías: Talara, Iquitos, Conchán y el Milagro,

en las que se desarrollan actividades de refinación y comercialización de hidrocarburos

en el mercado nacional e internacional. Dentro de los productos que se elaboran se tiene


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

51

el combustible Diesel 2, combustible con el cual operará la Nueva Central de Reserva a

instalarse en el sistema.

Adicionalmente a las refinerías, a lo largo de toda la costa del Perú, PETROPERÚ tiene

terminales y plantas donde comercializa combustibles líquidos, instalaciones que cuentan

con puertos que facilitan el abastecimiento y almacenamiento de combustibles, siendo

estos: Eten, Salaverry, Chimbote, Supe, Callao, Pisco, Mollendo e Ilo y la planta de Piura.

En la Figura N° 9.1 se detalla La distribución de las refinerías terminales y plantas donde

PETROPERÚ dispone de combustible Diesel para su comercialización.

Figura N° 9.1 Refinerías terminales y plantas de ELECTROPERÚ

Fuente: PETROPERÚ.


Período 2013-2016

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Versión 1

52

De acuerdo a información de PETROPERÚ, los puertos que presentan mayor facilidad

para el suministro del combustible son el Callao, Conchán y Mollendo; por tanto desde el

punto de vista de disponibilidad del combustible líquido, la Nueva Central de Reserva

debería estar ubicada en las zonas cercanas a los puertos mencionados.

Otro factor a considerar para la ubicación de la Nueva Central de Reserva es que a futuro

pueda operar con gas natural. En ese sentido, la zona de Lima tiene el ducto que

transporta el gas de Camisea, lo cual facilita su disponibilidad de dicho combustible,

mientras que en la zona Sur se tiene el proyecto del Gasoducto Sur Peruano, cuyo trazo

se muestra en la Figura N° 9.2.

Figura N° 9.2 Ruta proyectada del Gasoducto Sur Peruano.

Fuente: PROINVERSIÓN.

En la zona Sur, dada la previsión de disponibilidad de gas natural a futuro, la Nueva

Central de Reserva podría instalarse en Mollendo-Matarani o Ilo. Por tanto de instalarse

la Nueva Central de Reserva en la zona Sur, la mejor opción será la zona de Mollendo-


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

53

Matarani, donde además existen facilidades para el suministro y almacenamiento del

combustible líquido, mientras no se disponga de gas natural.

Finalmente desde el punto de vista de disponibilidad de combustible, la ubicación de la

Nueva Central de Reserva de generación podría ser el Callao, Conchán o Mollendo.

9.3 Disponibilidad de espacio físico y facilidad de acceso al sistema de

transmisión eléctrica

Callao

En la zona del Callao existen áreas donde se podría instalar la Nueva Central de

Reserva, las cuales están muy próximas a la Refinería la Pampilla, lo cual facilitará el

suministro de combustible. En la Figura N° 9.3 se muestra una posible área disponible

para la Nueva Central de Reserva.

Figura N° 9.3 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Callao

ÁREA PROBABLE DE

UBICACIÓN


Período 2013-2016

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54

La mejor alternativa para su conexión al sistema es la SE Carabayllo, donde existe

espacio y capacidad disponible de transmisión para evacuar la energía producida por

dicha central. Desde la SE Carabayllo se podrá evacuar la energía hacia la zona Norte, a

través de la línea Carabayllo – Chimbote 500 kV, hacia la zona de Lima, a través de las

líneas Carabayllo – Zapallal 220 kV y hacia la zona Sur a través de la línea Carabayllo –

Chilca – Marcona 500 kV. En la Figura N° 9.4 se muestra la SE Carabayllo, en la que se

observa que existe disponibilidad de espacio para la conexión.

Figura N° 9.4 Probable subestación de conexión de la Nueva Central de Reserva ubicada en la zona del Callao

Para la conexión de la Nueva Central de Reserva al SEIN se requiere construir una línea

de transmisión de aproximadamente 23 Km, tal como se muestra en la Figura N° 9.5.


Período 2013-2016

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Versión 1

55

Figura N° 9.5 Línea de conexión al el SEIN de la Nueva Central de Reserva, en caso se ubicara en la zona de Callao

Conchán

En la zona del Conchán el área para la ubicación de la Nueva Central de Reserva es muy

limitada, tal como se muestra en la Figura N° 9.6. En la zona de Lurín existen terrenos

que se utilizan para el cultivo, los cuales podrían servir para la instalación de dicha planta;

sin embargo tienen la desventaja que se alejan del punto de suministro del combustible.

En la Figura N° 9.7 se muestra el área disponible para la ubicación de la Nueva Central

de Reserva.

Distancia = 23 Km


Período 2013-2016

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Versión 1

56

Figura N° 9.6 Área de influencia de la refinería de Conchan

Figura N° 9.7 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Lurín

ÁREA PROBABLE DE

UBICACIÓN


Período 2013-2016

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La mejor alternativa para la conexión de la central de generación al sistema sería la SE

Chilca, donde existe espacio y disponibilidad de transmisión para evacuar la energía

producida por la central, tanto en 220 kV como en 500 kV, sin embargo se tendría que

construir una línea de aproximadamente 35 km hasta dicha subestación.

Otra alternativa de conexión más próxima es la SE San Juan, sin embargo no existe

facilidad de espacio para su conexión, además de que solo se dispone de líneas de 220

kV para la evacuación de la energía. En la Figura N° 9.8 se muestra la SE San Juan,

donde se observa que no existe disponibilidad de espacio para la conexión.

Figura N° 9.8 Área de influencia de la SE San Juan

Por tanto, dada las restricciones de espacio físico y facilidad de acceso al sistema de

transmisión en la zona de Conchán, de instalarse la Nueva Central de Reserva en la zona


Período 2013-2016

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Versión 1

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de Lima, la mejor opción sería la zona del Callao, donde existe disponibilidad de espacio

y facilidad de la transmisión.

Mollendo

En la zona de Mollendo existen áreas donde se podría instalar la Nueva Central de

Reserva como se muestra en la Figura N° 9.9.

Figura N° 9.9 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Mollendo

La conexión de la Nueva Central de Reserva en el SEIN será en la nueva SE San José

500 kV que forma parte del proyecto de ampliación de la mina Cerro Verde, la cual está

siendo construida por la empresa Abengoa como parte del proyecto de la L.T. 500 kV

Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo.

Desde esta subestación la energía generada por la Nueva Central de Reserva podrá

evacuar hacia la zona Sur a través de la línea San José – Ocoña – Montalvo 500 kV y

hacia la zona Centro a través de la línea San José – Marcona – Chilca 500 kV.

En la

ÁREA

PROBABLE DE

UBICACIÓN


Período 2013-2016

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Versión 1

59

Figura N° 9.10 se muestra la ubicación y conexión de la Nueva Central de Reserva.

Figura N° 9.10 Posible ubicación de la Nueva Central de Reserva en la SE San José

Para la conexión de la Nueva Central de Reserva al SEIN se requiere construir una línea

de transmisión de aproximadamente 50 Km.

9.4 Distribución de la Reserva de Generación

Tomando en consideración el criterio de que la reserva de generación debe estar

distribuida en el sistema, se analiza la reserva de generación prevista en las tres zonas

del SEIN: Norte, Centro y Sur. En cada una de ellas se hace una evaluación de la

Potencia Firme comparada con la Máxima Demanda de manera local, es decir, sin

considerar el aporte de las otras zonas, como si fueran zonas aisladas entre sí (aunque

en la práctica existirá intercambio de reserva entre ellas a través de las líneas de

transmisión).

S.E. SAN JOSÉ


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

60

En la Tabla 9.1 se muestra la evaluación del margen de reserva de generación de la zona

Norte.

Tabla 9.1 Margen de reserva de generación de la zona Norte.

En el año 2013 la zona Norte no contará con reserva de generación, como consecuencia

de que su demanda será superior a la generación instalada en dicha zona, por lo que

para condiciones de contingencias, dependerá del aporte de generación de la zona

Centro. Para el periodo 2014 – 2016 se observa que la zona Norte contará con reserva

de generación como consecuencia del ingreso de la Planta de Reserva Fría de Eten (219

MW) y la CH Quitaracsa (112 MW). Sin embargo para el año 2016 la reserva se reducirá

hasta 3,1%, debido a la falta de nuevos proyectos de generación.


Centro.

Tabla 9.2 Margen de reserva de generación de la zona Centro.

De la tabla se observa que para el periodo 2013 – 2016 la zona Centro tendrá suficiente

reserva para abastecer su demanda. El alto nivel de reserva de dicha zona se debe a que

la mayoría de los proyectos de generación a instalarse en el sistema estarán localizados

en ella.


Sur.

Máxima Potencia Potencia Margen de Reserva Margen de Reserva

Año Demanda Efectiva Firme De Generación De Generación

MW MW MW MW %

2013 882 1 032 843 -38 -4,4%

2014 983 1 395 1 194 210 21,4%

2015 1 076 1 419 1 217 141 13,2%

2016 1 200 1 439 1 237 37 3,1%



MW MW MW MW %

2013 3 993 6 051 5 895 1902 47,6%

2014 4 310 6 102 5 914 1604 37,2%

2015 4 544 7 123 6 818 2274 50,0%

2016 4 846 7 760 7 433 2588 53,4%


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

61

Tabla 9.3 Margen de reserva de generación de la zona Sur

Se observa que solo en los años 2013 y 2014 la zona Sur tendrá reservas de generación

para abastecer su demanda, sin embargo los niveles de reserva no son muy altos si los

comparamos con el MRO. Esta reserva se debe al ingreso de la Reserva Fría de Ilo (460

MW), la ampliación de la CH Machupicchu (99MW) y la CH Santa Teresa (98 MW).

Para el periodo 2015 – 2016 se observa que la generación local será insuficiente para

abastecer su demanda, dado el importante incremento de esta última, por lo que ante

contingencias que se podrían presentar en dicha zona se requerirá del aporte de

generación de la zona Centro.

Solo para equilibrar la oferta de generación y la demanda local en la zona Sur para el

periodo 2015 – 2016, se requerirá instalar como mínimo 263 MW de generación

adicional, la cual es adicional a los proyectos que están previstos en dicha zona, tales

como la CH Pucará (150 MW) y la CT Quillabamba (200 MW).

De los análisis se observa que la zona Sur es la que tendrá mayor déficit de generación,

por lo tanto, considerando el criterio de contar con una reserva distribuida en todo el

SEIN, resulta conveniente instalar la Nueva Central de Reserva en la zona Sur.

9.5 Ubicación de la Nueva Central de Reserva de Generación

Considerando todos los criterios analizados: disponibilidad de suministro y

almacenamiento de combustible, disponibilidad de espacio físico, facilidad de acceso al

sistema de transmisión eléctrica y contar con una reserva distribuida, la Nueva Central de

Reserva se ubicaría en la zona Sur del SEIN, específicamente en la zona de Mollendo-

Matarani. Esta zona tiene la ventaja adicional que a futuro contará con suministro de gas

natural como parte del proyecto Gasoducto Sur Peruano.

Como ya se indicó en un capítulo anterior, para cumplir con el MRO hasta el año 2016 se

requiere instalar en el sistema un mínimo de 360 MW de generación como parte de la



MW MW MW MW %

2013 1 034 1 383 1 252 218 21,1%

2014 1 251 1 584 1 450 199 15,9%

2015 1 756 1 657 1 506 -250 -14,3%

2016 2 106 2 007 1 844 -263 -12,5%


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

62

Nueva Central de Reserva. Sin embargo, para definir el tamaño de generación de modo

tal que sea eficiente, se requiere analizar la operación del sistema más allá del año 2016.

Este análisis es realizado en el capítulo siguiente.

10 ANÁLISIS DE LA EXPANSIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE

10.1 Expansión de la generación eficiente

Este análisis se hace a partir del capítulo 4 del Informe de Diagnóstico de las Condiciones

Operativas del SEIN periodo 2015-2024. En el informe indicado se identificó que para los

años posteriores al 2016, no se tienen definidos el ingreso de nuevos proyectos de

generación, lo cual podría comprometer la operación del sistema a largo plazo, sobre

todo por la falta de generación eficiente.

Para el periodo 2013 – 2016 se tiene definida una lista de proyectos de generación con

alta probabilidad de ingresar al SEIN como consecuencia que muchos de ellos están en

etapa de construcción, están adjudicados a través de subastas de generación, están en

licitación, van a ser licitados o cuentan con concesiones definitivas de generación.

Posterior al año 2016 no se tienen comprometidos nuevos proyectos de generación, por

lo que en el mediano plazo podría existir un descalce entre la demanda y la oferta de

generación eficiente del SEIN, lo que llevaría a altos precios de la energía eléctrica.

Por tanto para el periodo 2017 – 2024 se definió de manera determinística la expansión

de generación eficiente, con una lista de proyectos de generación hidroeléctricos de largo

plazo que cuentan con estudios, considerando el tiempo mínimo de implementación de

cada uno, y proyectos de generación a gas natural, asociados al desarrollo de ductos de

gas natural.

En el Informe de Diagnóstico se realizó el planteamiento de la expansión de la

generación eficiente considerando dos escenarios:

Escenario de generación eficiente solo con proyectos hidroeléctricos.

Escenario de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y térmicos.

Similar al caso anterior, incluyendo plantas ciclo combinado que totalizan 1500

MW en el Sur, asociados al proyecto del Gasoducto Sur Peruano.

En la Figura N° 10.1 y Figura N° 10.2 en la se muestra la expansión de generación

eficiente planteada en el Informe de Diagnóstico para los dos escenarios de generación.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

63

Figura N° 10.1 Expansión de la generación eficiente con proyectos hidroeléctricos

Fuente: Informe de Diagnóstico del SEIN, Periodo 2015 – 2024.

Figura N° 10.2 Expansión de la generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y a gas

Fuente: Informe de Diagnóstico del SEIN, Periodo 2015 – 2024.

0

2 500

5 000

7 500

10 000

12 500

15 000

17 500

20 000

22 500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW Expansión de Generación Eficiente con Proyectos Hidráulicos

Ingreso de generación (MW) Generación eficiente (MW) sin considerar eólicas y solares Demanda Base MW

C.H. Moyopampa

Ampliación (45 MW)C.H. Curibamba (163 MW)

C.H. Olmos 1 (50 MW)C.H. Rapay 2 (80 MW)

C.H. Cheves (168

MW) y pequeñas CC.HH. (152 MW)

C.H. Chaglla (456


C.H. Cerro del

Aguila (525 MW)Pucara (150 MW)Quillabamba

(200 MW)

C.H. Molloco (302 MW)

C.H. Belo horizonte (180 MW)C.H. San Gaban III (188 MW)C.H. San Gaban I (148 MW)

C.H. Marañon (96 MW)

C.H. Caño (120 MW)

C.H. Uchuhuerta (37 MW)C.H. Cumba 4 (730 MW)C.H. Santa Rita (255 MW)

C.H. Cheves III (124 MW)

C.H. LLuta 1 y 2 (270 MW)C.H. Lluclla (240 MW)C.H. Tambo 1 (61 MW)

C.H. Chadin 2 (600 MW)

C.H.Retamal (189 MW)C.H. Churo (35 MW)C.H. San Gabán IV (345

MW)C.H. Santa María (750 MW)

Deficit de generación

eficiente del orden de 980 MW

2013-2016 2017-2024

0

2 500

5 000

7 500

10 000

12 500

15 000

17 500

20 000

22 500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW Expansión de Generación Eficiente con Proyectos Hidráulicos y a Gas

Ingreso de generación (MW) Generación eficiente (MW) sin considerar eólicas y solares Demanda Base MW

C.H. Moyopampa

Ampliación (45 MW)C.H. Curibamba (163 MW)

C.H. Olmos 1 (50 MW)C.H. Rapay 2 (80 MW)

C.H. Cheves (168


C.H. Chaglla (456


C.H. Cerro del

Aguila (525 MW)Pucara (150 MW)Quillabamba

(200 MW)

C.H. Molloco (302 MW)

C.H. Belo horizonte (180 MW)C.H. San Gaban III (188 MW)C.H. San Gaban I (148 MW)

C.H. Marañon (96 MW)

C.H. Caño (120 MW)

C.H. Uchuhuerta (37 MW)C.H. Cumba 4 (730 MW)C.H. Santa Rita (255 MW)

C.H. Cheves III (124 MW)

C.H. LLuta 1 y 2 (270 MW)C.H. Lluclla (240 MW)C.H. Tambo 1 (61 MW)

C.H. Chadin 2 (600 MW)

C.H.Retamal (189 MW)C.H. Churo (35 MW)C.H. San Gabán IV (345

MW)C.H. Santa María (750 MW)

2013-2016

1500 MW de CC en el Sur

2017-2024

Deficit de generación

eficiente del orden

de 490 MW


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

64

10.2 Resultados de la operación del sistema considerando la expansión de la

generación eficiente

Con el fin de cuantificar la operación del sistema de modo tal obtener los costos

marginales, los costos de operación del sistema y el consumo de combustibles, se simuló

la operación del sistema mediante el PERSEO, considerando una hidrología promedio,

para los dos escenarios de la expansión de la generación eficiente indicados

anteriormente.

10.2.1 Costos Marginales

En la Figura N° 10.3 se muestran los costos marginales promedios ponderados referidos

a la barra de Santa Rosa 220 kV, para los dos escenarios de generación.

Figura N° 10.3 Costos marginales promedios ponderados en la Barra Santa Rosa 220 kV

Para el escenario de la expansión de la generación eficiente con proyectos

hidroeléctricos, se observa que a partir del año 2018 se requiere de mayor generación

eficiente para evitar que los costos marginales promedios ponderados del sistema se

incrementen por encima de 300 US$/MWh. En el otro escenario, con el ingreso de 1500

MW de Ciclo Combinado en el Sur, se logra controlar los altos costos marginales en el

sistema a partir del año 2019.

0

50

100

150

200

250

300

350

en

e-1

3

jun

-13

no

v-1

3

abr-

14

sep

-14

feb

-15

jul-

15

dic

-15

may

-16

oct

-16

mar

-17

ago

-17

en

e-1

8

jun

-18

no

v-1

8

abr-

19

sep

-19

feb

-20

jul-

20

dic

-20

may

-21

oct

-21

mar

-22

ago

-22

en

e-2

3

jun

-23

no

v-2

3

abr-

24

sep

-24

Co

sto

s M

argi

nal

es

(US$

/MW

h)

Costos Marginales Promedios PonderadosBarra Santa Rosa 220 kV



Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

65

10.2.2 Costos Operativos

En la Figura N° 10.4 y en la Tabla 10.1 se resumen los resultados de los costos

operativos del sistema para el periodo 2013 – 2024.

Figura N° 10.4 Comparación de costos operativos del SEIN según escenarios de generación 2017 - 2024

Tabla 10.1 Diferencia de los costos operativos del SEIN según escenarios de generación 2017 - 2024

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Mil

lon

es

US

$

Costos Operativos del SEIN 2013 - 2024


COSTOS OPERATIVOS DEL SEIN

Año Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur Diferencia

Millones de US$ Millones de US$

2013 440 440 0

2014 669 668 0

2015 585 585 0

2016 562 562 0

2017 656 655 0

2018 871 853 17

2019 1 007 639 369

2020 843 572 271

2021 1 878 745 1 133

2022 1 395 625 771

2023 548 476 72

2024 375 344 31


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

66

De los resultados de la operación del sistema se observa que en el año 2017 los costos

operativos se incrementan en 94 Millones de US$ respecto al año 2016, mientras que en

el año 2018 los costos operativos se incrementan en 215 Millones de US$ respecto al

año 2017, lo que indica de la necesidad de nueva generación eficiente en el sistema a

partir del año 2017.

También se observa que la expansión de la generación eficiente a base a proyectos

hidroeléctricos no es suficiente para el crecimiento de la demanda prevista en el sistema

hasta el año 2024, pues a partir del año 2019 los costos operativos del sistema se

incrementan aproximadamente por encima de 1 000 Millones de US$, llegando a un

máximo de 1 900 Millones de US$ en el año 2021. Con la disponibilidad de las unidades

ciclo combinado que operan con gas natural en la zona Sur se logra evitar los altos

costos operativos previstos en el sistema si la generación se expande solo con proyectos

hidroeléctricos.

Por tanto adicionalmente a los proyectos hidroeléctricos previstos a ingresar en el

sistema hasta el año 2024, se requiere de la operación de unidades ciclo combinado que

operan con gas natural con el fin de evitar altos costos operativos en el sistema.

10.2.3 Consumo de combustibles líquidos

En las siguientes tablas se muestran el consumo de combustibles líquidos en el sistema

para el periodo 2013 – 2024.

Tabla 10.2 Consumo de combustible diesel para los escenarios de generación 2017 - 2024

CONSUMO DIESEL

AÑO Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur

Miles de Galones Miles de Galones

2013 17 17

2014 1 578 1 578

2015 1 330 1 330

2016 492 492

2017 0 0

2018 32 476 28 630

2019 56 977 0

2020 33 081 0

2021 239 060 135

2022 156 265 0

2023 0 0

2024 0 0


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

67

Tabla 10.3 Consumo de combustible residual para los escenarios de generación 2017 - 2024

De los resultados se observa el alto consumo de Diesel 2 y Residual en el sistema a

partir del año 2018, como consecuencia de la falta de mayores proyectos de generación

eficiente en el sistema. Con el ingreso de las unidades ciclo combinado en la zona Sur

que operan con gas natural, se logra reducir estos altos consumos de combustibles

líquidos.

Los detalles de los resultados de la operación del sistema para el periodo 2013 – 2024 se

muestran en el Anexo E.

10.3 Análisis de los resultados

De los resultados de operación del sistema para el periodo 2013 – 2024 se observa lo

siguiente:

La necesidad de instalar generación eficiente en el sistema, de modo tal de evitar

la operación de unidades de altos costos operativos.

La necesidad de definir oportunamente la ejecución de dichos proyectos, con el fin

de evitar retrasos en su construcción, caso contrario, los resultados obtenidos en

los análisis serían más críticos.

CONSUMO RESIDUAL

AÑO Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur

Miles de Galones Miles de Galones

2013 1 363 1 363

2014 449 449

2015 12 358 12 358

2016 3 332 3 332

2017 21 21

2018 21 363 21 363

2019 22 035 24

2020 17 128 28

2021 34 643 37

2022 21 387 47

2023 0 0

2024 0 0


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

68

Adicionalmente a la necesidad de generación eficiente con proyectos

hidroeléctricos, en el sistema se requiere de la operación de unidades ciclo

combinado que operan con gas natural.

La Nueva Central de Reserva a instalarse en el SEIN para el periodo 2015 –

2016, debería ser parte del proyecto del ciclo combinado definido en la zona Sur

para el año 2019, la cual formará parte del proyecto Nodo Energético del Sur.

11 PROPUESTA DEL COES DE NUEVA CENTRAL DE RESERVA Y FUTURA

GENERACIÓN EFICIENTE A GAS NATURAL EN EL SUR

De los análisis anteriores se concluyó que la Nueva Central de Reserva debe ser

instalada en la zona Sur, por las siguientes razones:

Permite incrementar la reserva de dicha zona y a la vez cumplir con el criterio de

tratar de lograr una reserva distribuida en el SEIN.

Las unidades de reserva serán duales, operando inicialmente con combustible

Diesel, para luego operar con gas natural, cuando se desarrolle el Gasoducto Sur

Peruano, por tanto se cumplirá con el criterio de eficiencia.

En la zona Sur, el puerto con mayor facilidad para suministro y almacenamiento

de combustible líquido es Mollendo. Asimismo, en esta zona se cuenta con

espacio físico para la construcción de una planta de generación. Por tanto se

recomienda que la Nueva Central de Reserva se instale en dicha zona.

Adicionalmente, en el futuro se contará con el Gasoducto Sur Peruano que

permita la operación de la planta con dicho combustible.

Para la evacuación de la energía de dichas unidades al SEIN se contará con la

SE San José 500 kV, la cual es parte del proyecto de ampliación de la mina Cerro

Verde y que actualmente está siendo construida por la empresa Abengoa.

Considerando que para el largo plazo, en el SEIN se requerirá de generación eficiente

que incluya la operación de unidades ciclo combinado, con el fin de evitar altos costos

operativos en el sistema, la propuesta del COES de la Nueva Central de Reserva

consiste en lo siguiente:


Período 2013-2016

03/04/2013

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69

Tabla 11.1 Propuesta de la Nueva Central de Reserva

Se propone que para el periodo 2015 – 2016 se instalen en la zona de Mollendo-Matarani

dos turbinas de 200 MW cada una como la Nueva Central de Reserva requerida en ese

período, y que forme parte del futuro proyecto de generación eficiente a gas natural del

Nodo Energético del Sur cuando se disponga del Gasoducto Sur Peruano.

Para la evacuación de la energía en una primera etapa se propone un circuito a 500 kV

de aproximadamente 50 km hasta la subestación San José 500 kV del implementado por

el proyecto minero Ampliación Cerro Verde, y en una etapa posterior un segundo circuito

similar, para poder evacuar la energía del proyecto integral de ciclo combinado que

totalizarían 1 800 MW, el cual formará parte del proyecto Nodo Energético del Sur.

El proyecto propuesto se presenta esquemáticamente en la figura mostrada a

continuación.

En la Figura N° 11.1 se muestra esquemáticamente el proyecto propuesto de la Nueva

Central de Reserva y la futura central eficiente (ciclo combinado).

Etapa Unidad Cantidad Capacidad Total

MW MW

Primera Etapa Turbo gas 2 200 400

Etapa Posterior Turbo gas 4 200 800

Turbovapor 2 300 600

Total (Ciclo combinado) 1 800


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

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Figura N° 11.1 Propuesta de la Nueva Central de Reserva y futura central eficiente

Es importante señalar que para el proyecto así propuesto que formaría parte del gran

proyecto del Nodo Energético del Sur, requeriría para su ejecución la definición técnica

de la localización de la planta en los siguientes aspectos:

El suministro continuo y confiable de petróleo Diesel, cercana a la planta de

distribución de combustibles de Petroperú en la zona de Matarani-Mollendo.

Suministro de agua dulce para enfriamiento, y/o reposición de la etapa de vapor

de la planta de Ciclo Combinado.

Aspectos ambientales que esto conlleva.

12 CONCLUSIONES

a) Para el periodo 2013 – 2016 se estima que la máxima demanda del sistema se

incrementará en 2 818 MW, lo que representa un incremento del 53% respecto a

la máxima demanda del 2012 (5 338 MW); dicho crecimiento representa

aproximadamente un incremento promedio anual de 704 MW. En la Tabla 12.1 se

muestra el crecimiento de la máxima demanda anual del SEIN.


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

71

Tabla 12.1 Máxima Demanda Anual del SEIN 2013 - 2016

b) Del plan de expansión de la generación se estima que para el periodo 2013 –

2016 en el SEIN se instalarán aproximadamente 4 356 MW, lo que presenta un

incremento del 61% de la Potencia Efectiva del SEIN al 2012 (7 122 MW); lo que

implica que en el SEIN en promedio se instalarán 1 780 MW de generación por

año. En total en la zona Norte se instalarán 737 MW, en la zona Centro 2 535 MW

y en la zona Sur 1 084 MW. En la Tabla 12.2 se resume la expansión de la

generación para el periodo 2013 – 2016, agrupada por tipo de tecnología.

Tabla 12.2 Expansión de la Generación del SEIN 2013 – 2016.

c) De los cálculos efectuados para verificar el MRO del SEIN para el periodo 2013 –

2016, se obtuvieron los siguientes resultados, los cuales se muestran en la Tabla

12.3.

Tabla 12.3 Margen de Reserva de Generación del SEIN

Año Máxima Demanda SEIN

MW

2013 5 909

2014 6 544

2015 7 380

2016 8 156

Tipo 2013 2014 2015 2016

MW MW MW MW

Hidro 133 362 953 807

Térmico 1 375 219 58 200

RER (*) 110 34 106 0

Total SEIN 1 617 615 1 117 1 007




MW MW MW %

(1) (2) (3) (3) - (1) (3)/(1) - 1

2013 5 909 8 467 7 991 2 082 35,2%

2014 6 544 9 081 8 558 2 013 30,8%

2015 7 380 10 199 9 541 2 160 29,3%

2016 8 156 11 205 10 514 2 358 28,9%


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

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d) Para el periodo 2014 – 2016 el margen de reserva del SEIN se encuentra por

debajo del MRO vigente (33,3%), por lo que en el sistema se requiere de Nueva

Central de Reserva de Generación para cumplir con dicho margen. En la Tabla

12.4 se muestra la generación mínima que se requiere en el sistema para cumplir

con el MRO.

Tabla 12.4: Generación adicional requerida en el SEIN para cumplir con el MRO

e) A nivel de zonas del SEIN (Norte, Centro y Sur), haciendo un balance entre la

oferta y demanda local, se observa lo siguiente:

o Zona Norte:

Para el periodo 2013 -2016 tiene reserva de generación, la cual se

reduce 3% para el año 2016, por el incremento de la demanda de

dicha zona.

o Zona Centro

Se tiene alta reserva en el periodo 2013 – 2016, lo que le permitirá

exportar su reserva a las otras zonas del SEIN (Norte y Sur).

o Zona Sur

En el año 2013 y 2014 se tiene reserva local; sin embargo para el

periodo 2015 – 2016 no tiene reserva, llegando a un déficit de

generación del 12,5% para el año 2016.

En la Tabla 12.5 se resume el margen de reserva de generación por zonas del

SEIN.

Generación

Año Adicional

MW

2013

2014 167

2015 299

2016 360


Período 2013-2016

03/04/2013

Versión 1

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Tabla 12.5 Margen de Reserva de Generación del SEIN por Zonas

f) Se verificó el desempeño del margen de reserva de generación del SEIN para el

periodo 2013 - 2016, considerando los siguientes escenarios de operación, con el

fin de observar si en el sistema se presenta racionamiento del suministro eléctrico.

Los casos operativos analizados fueron los siguientes:

Caso Base: Se analiza la operación del sistema considerando hidrología

promedio.

Hidrología Seca: Se analiza la operación del sistema considerando

hidrología seca (95% de probabilidad de excedencia).

Salida de la Central más Importante del Sistema: Considera fuera de

servicio el complejo del Mantaro (centrales hidroeléctricas del Mantaro y

Restitución).

Adicionalmente, se analizaron casos operativos que se podrían presentar en el

sistema (sensibilidades), aunque dichos casos no implican necesariamente que el

sistema deba operar sin llegar a racionar el suministro eléctrico.

Sensibilidad – Purga de la presa Tablachaca: Se considera que en el

periodo de avenida (febrero o marzo) se realiza la purga de la presa

Tablachaca, lo que implica la salida de operación de las centrales

hidroeléctricas de Mantaro, Restitución y Cerro del Águila.



MW MW MW MW %

ZONA NORTE

2013 882 1 032 843 -38 -4,4%

2014 983 1 395 1 194 210 21,4%

2015 1 076 1 419 1 217 141 13,2%

2016 1 200 1 439 1 237 37 3,1%

ZONA CENTRO (*)

2013 3 993 6 051 5 895 1902 47,6%

2014 4 310 6 102 5 914 1604 37,2%

2015 4 544 7 123 6 818 2274 50,0%

2016 4 846 7 760 7 433 2588 53,4%

ZONA SUR

2013 1 034 1 383 1 252 218 21,1%

2014 1 251 1 584 1 450 199 15,9%

2015 1 756 1 657 1 506 -250 -14,3%

2016 2 106 2 007 1 844 -263 -12,5%(*): Considera en mantenimiento una unidad TG


Período 2013-2016

03/04/2013

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Sensibilidad - Salida del ducto de gas de Camisea – Costa Centro:

Considera fuera de servicio el ducto que transporta el gas natural de

Camisea, lo que implica la indisponibilidad de las centrales térmicas de la

zona Centro que dependen exclusivamente del gas natural.

Sensibilidad – Retraso de proyectos hidroeléctricos: Considera el

retraso de un año de la operación de las centrales hidroeléctricas de

Chaglla y Cerro del Águila.

g) De los resultados de la evaluación de la reserva operativa del sistema, se observa

que para el Caso Base e Hidrología Seca, el sistema tiene margen para operar sin

poner en riesgo el suministro eléctrico en el sistema, como consecuencia de que

la reserva operativa del sistema está por encima del 10%. El impacto de la

hidrología seca en la reserva, implicará una reducción promedio anual de la

reserva en 1,8% como máximo.

h) La salida del complejo del Mantaro no implica racionamiento del suministro

eléctrico en el sistema; sin embargo en el periodo de estiaje de los años 2014 y

2015 se tendría reserva nula, como consecuencia de que la reserva de

generación del sistema estará por debajo del MRO (33,3%).

i) Los casos de sensibilidad que implica la purga de la Presa Tablachaca o el retraso

de proyectos hidroeléctricos, no implica racionamiento eléctrico en el sistema.

j) La indisponibilidad del ducto de gas de Camisea implica la salida de 1 615 MW

(Año 2013) hasta un máximo de 2 464 MW (Año 2016) de generación en el SEIN,

por lo que ante este evento se tendrá que racionar el suministro eléctrico en el

SEIN, cuyos valores varían entre 500 MW hasta un máximo de 1 600 MW.

k) Para cumplir con el MRO (33,3%) en el sistema se requiere de generación

adicional que como mínimo deberá ser de la magnitud de 360 MW hasta el año

2016.

l) La zona con mayor desbalance oferta/demanda es la zona Sur, por lo que se

recomienda la instalación de la Nueva Central de Reserva en dicha zona con el fin

de distribuir la reserva en todo el SEIN.

m) De los análisis operativos del SEIN al año 2024, se observó que el sistema

requiere de nuevos proyectos de generación eficientes de modo tal que a largo

plazo no se tengan costos operativos relativamente altos, como consecuencia de

operar unidades que consumen combustibles líquidos (Diesel).


Período 2013-2016

03/04/2013

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En ese sentido, se requiere instalar en el SEIN 1 800 MW de generación térmica

en el Sur (ciclo combinado), el cual operaría con gas natural como parte del

proyecto Nodo Energético del Sur. Por tanto, se recomienda que la Nueva Central

de Reserva a instalarse en el periodo 2015 – 2016, esté conformada por dos

unidades de 200 MW, y que pase a formar parte de dicho proyecto.

n) Se propone que la Nueva Central de Reserva esté instalada en la zona de

Mollendo-Matarani, donde existen las facilidades para el abastecimiento y

almacenamiento de combustible líquido, así como el acceso a la red de

transmisión. Posteriormente se podrá operar con gas natural, cuando se construya

el Gasoducto Sur Peruano.

o) Es importante resaltar que con la inclusión de la Nueva Central de Reserva

propuesta de 400 MW, el racionamiento del suministro eléctrico en el sistema,

para el caso de la pérdida del ducto de gas de Camisea, se reducirá al rango de

100 a 1 200 MW, dependiendo de cuando ocurra la contingencia. Si se quisiera

eliminar esta posibilidad de racionamiento se tendría que colocar centrales de

reserva por 1600 MW, lo cual nos llevaría a tener una reserva de más de 48%.

Fecha Versión N° Informe Elaborado Revisado Aprobado

03.04.2013 1 COES/DP-SPL-02-2013 MCM/EBR EBR/FPW/EAdeM FPW

estudio de verificaciÓn del margen de reserva firme

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