Upload
others
View
2
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
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
03/04/2013
Versión 1
1
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
2
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
3
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
4
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
5
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
6
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
7
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
8
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%
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
9
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
10
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
11
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
12
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”.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
13
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
$/
MW
h)
Costos Marginales Promedios PonderadosBarra Santa Rosa 220 kV
Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
14
El consumo adicional de petróleo, sin el generación a Gas Natural en el Sur,
llegaría hasta casi 240 000 miles de galones anuales de petróleo Diesel y 35 000
miles de galones de petróleo Residual, para el año 2021.
De los resultados de la operación del sistema para el periodo 2013 – 2024 se
observa que se presenta un descalce entre la demanda y la oferta de generación
eficiente del SEIN, lo que llevaría a un importante consumo de petróleo Diesel y
Residual, que a su vez incrementaría los precios de la electricidad en el SEIN
estacionalmente en Estiaje, hasta superar los 300 US$/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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
15
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
18
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%.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
19
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).
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
20
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
21
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
22
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.
Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo 2015-2024.
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)
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
23
Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación.
Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo 2015-2024.
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
24
Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión.
Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo 2015-2024.
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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)
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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%
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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. MOLLENDO MIRLESS 2 10,7 10,6
C.T. MOLLENDO MIRLESS 3 10,2 10,1
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
C.T. TAPARACHI MAN 3 1,5 1,5
C.T. TAPARACHI MAN 4 1,5 1,5
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
C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 2 5,8 5,7
C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 3 5,7 5,7
C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 4 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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
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%
Generación
Año Adicional
MW
2013
2014 167
2015 299
2016 360
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO 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
mar
-13
may
-13
jul-1
3
sep-
13
nov-
13
ene-
14
mar
-14
may
-14
jul-1
4
sep-
14
nov-
14
ene-
15
mar
-15
may
-15
jul-1
5
sep-
15
nov-
15
ene-
16
mar
-16
may
-16
jul-1
6
sep-
16
nov-
16
Res
erva
de
gene
raci
ón (%
)
Res
erva
de
gene
raci
ón (M
W)
Base (Hidrología Promedio) Base (Hidrología Promedio) %
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
y-1
3
jul-
13
sep
-13
no
v-1
3
en
e-1
4
ma
r-1
4
ma
y-1
4
jul-
14
sep
-14
no
v-1
4
en
e-1
5
ma
r-1
5
ma
y-1
5
jul-
15
sep
-15
no
v-1
5
en
e-1
6
ma
r-1
6
ma
y-1
6
jul-
16
sep
-16
no
v-1
6
MW
Base - Norte Base - Centro Base - Sur
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
en
e-1
3
ma
r-1
3
ma
y-1
3
jul-
13
sep
-13
no
v-1
3
en
e-1
4
ma
r-1
4
ma
y-1
4
jul-
14
sep
-14
no
v-1
4
en
e-1
5
ma
r-1
5
ma
y-1
5
jul-
15
sep
-15
no
v-1
5
en
e-1
6
ma
r-1
6
ma
y-1
6
jul-
16
sep
-16
no
v-1
6
Po
rce
nta
jes
Base - Norte % Base - Centro % Base - Sur %
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
e-1
3
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
(M
W)
Base (Hidrología Promedio) Hidrología seca
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
-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) % 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%
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
De manera comparativa con el Caso Base, en la Figura N° 8.6 y Figura N° 8.7 se
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
e-1
3
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
(M
W)
Base (Hidrología Promedio) Salida del complejo Mantaro
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
De manera comparativa con el Caso Base, en la Figura N° 8.8 y Figura N° 8.9 se
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
ma
y-1
3
jul-
13
sep
-13
no
v-1
3
en
e-1
4
ma
r-1
4
ma
y-1
4
jul-
14
sep
-14
no
v-1
4
en
e-1
5
ma
r-1
5
ma
y-1
5
jul-
15
sep
-15
no
v-1
5
en
e-1
6
ma
r-1
6
ma
y-1
6
jul-
16
sep
-16
no
v-1
6
Re
se
rva
de
ge
ne
rac
ión
(%
)
Base (Hidrología Promedio) % Salida del complejo Mantaro %
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
ma
r-1
3
ma
y-1
3
jul-
13
sep
-13
no
v-1
3
en
e-1
4
ma
r-1
4
ma
y-1
4
jul-
14
sep
-14
no
v-1
4
en
e-1
5
ma
r-1
5
ma
y-1
5
jul-
15
sep
-15
no
v-1
5
en
e-1
6
ma
r-1
6
ma
y-1
6
jul-
16
sep
-16
no
v-1
6
Re
se
rva
de
ge
ne
rac
ión
(M
W)
Base (Hidrología Promedio) Purga de la presa Tablachaca
0%
5%
10%
15%
20%
25%
en
e-1
3
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) % Purga de la presa Tablachaca %
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
mar
-13
may
-13
jul-1
3
sep-
13
nov-
13
ene-
14
mar
-14
may
-14
jul-1
4
sep-
14
nov-
14
ene-
15
mar
-15
may
-15
jul-1
5
sep-
15
nov-
15
ene-
16
mar
-16
may
-16
jul-1
6
sep-
16
nov-
16
Inte
rru
pc
ión
de
su
min
istr
os
(M
W)
Interrupción de suministros por salida del ducto de Camisea
Salida del ducto de Camisea
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
en
e-1
3
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
(M
W)
Base (Hidrología Promedio) Retraso de Proyectos Hidroeléctricos
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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 %
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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-
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
57
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
58
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
En la Tabla 9.2 se muestra la evaluación del margen de reserva de generación de la zona
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.
En la Tabla 9.3 se muestra la evaluación del margen de reserva de generación de la zona
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%
Máxima Potencia Potencia Margen de Reserva Margen de Reserva
Año Demanda Efectiva Firme De Generación De Generación
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%
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Máxima Potencia Potencia Margen de Reserva Margen de Reserva
Año Demanda Efectiva Firme De Generación De Generación
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%
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
MW) y pequeñas CC.HH. (165 MW)
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
MW) y pequeñas CC.HH. (152 MW)
C.H. Chaglla (456
MW) y pequeñas CC.HH. (165 MW)
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
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:
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
70
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.
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO 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
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%
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
72
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
73
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.
Máxima Potencia Potencia Margen de Reserva Margen de Reserva
Año Demanda Efectiva Firme De Generación De Generación
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
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
74
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).
Informe COES/DP-SPL-02-2013 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2013-2016
03/04/2013
Versión 1
75
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