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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN ANTONIO ABAD DEL CUSCO
FACULTAD DE INGENIERIA: ELÉCTRICA, ELECTRONICA, MECANICA Y DE SISTEMAS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA ELÉCTRICA
CURSO: ANÁLISIS DE SISTEMA DE POTENCIAS I
DOCENTE: ING. DONATO MAMANI PARI
ALUMNOS: LUIS OSCAR CUEVA CARDEÑA CÓDIGO: 091143
FRANZ EDUARDO ESPEZUA LOAIZA 091144
SEMESTRE 2015– II
EVALUACIÓN DE LAS EXPANSIONES ELÉCTRICAS DE GENERACIÓN A NIVEL DEL
PAIS
CUSCO, OCTUBRE DEL 2015
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
Presentación
Tenemos el honor de presentar a su consideración el presente
trabajo denominado: “Evaluación de las expansiones eléctricas de
generación, a nivel del país según el COES”. Con las posibilidades
y limitaciones hacemos extensivo este pequeño esfuerzo,
esperando que este a la expectativa de su exigencia y dedicación.
Sus Alumnos.
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN
EVALUACION DE LA EXPANSION DE GENERACION ELECTRICA A NIVEL DEL PAIS
SEGÚN EL COES.
Antecedentes
Proyección de la demanda
Expansión de la oferta
Plan de obras de generación
MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN
Antecedentes
Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFÍA
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
Introducción
Dentro de las principales responsabilidades del estado peruano está el de
garantizar la demanda eléctrica proyectada hacia los próximos años.
Para el periodo 2015 - 2018 se estima un crecimiento de la Máxima Demanda
anual del SEIN a una tasa promedio de 9,8% respecto al año 2014, que
equivale a 653 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2 614
MW hasta el 2018, lo que equivale a un incremento del 46% respecto a la
demanda de 2014.
Debido a este crecimiento de la demanda eléctrica el estado debe estar
inmerso en las proyecciones que se requieren en generación. Para así
garantizar a través de reservas y nuevos proyectos de generación; las nuevas
inversiones y crecimiento dicha demanda.
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 ubicación 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, definido como la
diferencia entre la oferta de generación y la demanda en potencia, está sujeto a
las incertidumbres del mercado, pues depende en gran medida de la evolución
de una serie de proyectos privados. Es así que existe la posibilidad de que el
margen de reserva de generación se reduzca, con el consecuente riesgo de
racionamiento en caso de contingencias o situaciones operativas adversas,
como pueden ser fallas prolongadas en las centrales de generación y años de
sequía (hidrología seca).
Es por esta razón que el COES tiene el encargo de verificar anualmente que el
margen de reserva de generación previsto esté por encima de cierto límite,
denominado Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO), el cual es establecido
por el OSINERGMIN para garantizar una adecuada seguridad en el SEIN.
En el presente Informe se exponen los resultados del Estudio de Verificación
del MRFO del SEIN en el Período del 2015 al 2018
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
EVALUACION DE LA EXPANSION DE GENERACION ELECTRICA A NIVEL DEL PAIS
SEGÚN EL COES 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
suficiente para cubrir la operación del sistema 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 para garantizar dicho margen.
En el presente Estudio el COES presenta los resultados del estudio de
verificación del MRFO correspondiente al período 2015 – 2018. 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
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
Para el periodo 2015 - 2018 se estima un crecimiento de la Máxima Demanda
anual del SEIN a una tasa promedio de 9,8% respecto al año 2014, que
equivale a 653 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2 614
MW hasta el 2018, lo que equivale a un incremento del 46% respecto a la
demanda de 2014.
Fuente: COES “ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN PERÍODO 2015-2018”
La proyección de la demanda del SEIN corresponde a la estimación realizada
en el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017 –
2026 (Escenario Base), actualizada a febrero del 2015.
En la siguiente Tabla 1 se resume la proyección de la demanda global del SEIN
para el periodo 2015 – 2018, en la que se estima una tasa promedio anual de
9,8% de crecimiento de la máxima demanda.
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
En la Tabla 2 se resume la proyección de la demanda de los Grandes Proyectos que
ingresarán al SEIN en el periodo 2015 – 2018.
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
Expansión de la oferta
Para el periodo 2015 – 2018 en el SEIN se instalarán nuevas unidades de
generación que totalizan 3 830 MW, lo que representa un incremento del 44%
sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2014 (8 718 MW). Del incremento
indicado, el 15% se instalará en la zona Norte, el 48% en la zona Centro y el
37% en la zona Sur.
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
Fuente: “Informe del Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Periodo 2017-2026, actualizado a febrero 2015”
Plan de obras de generación
La expansión de la generación para el período 2015 – 2018 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 con alta
probabilidad de ejecución.
Para el periodo 2015 – 2018 en el SEIN se instalarán nuevas unidades de
generación que totalizan 3 830 MW, lo que representa un incremento del 44%
sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2014 (8 718 MW). Del incremento
indicado, el 15% se instalará en la zona Norte, el 48% en la zona Centro y el
37% en la zona Sur.
En la Tabla 3 se muestra el programa de obras de generación del SEIN para el
periodo 2015 – 2018, y en la Tabla 4 se muestra el sustento de mismo.
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES
MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN
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, en un valor igual a 33,3% (MRO) menos el equivalente
porcentual de las potencias firmes de las unidades de Reserva Fría de
Generación (RFG), conforme ingresen en operación, respecto de la máxima
demanda del SEIN.
2.- Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO
2.1 Criterios
El MRFO fue determinado considerando una 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.
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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.
2.2 Premisas de cálculo para obtener el MRFO Generales
Proyección de la demanda y expansión de la generación para el periodo
2013 -2018.
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.
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:
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Disponibilidad de unidades
Se considera la tasa de salida forzada de las unidades.
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
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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.
Conclusiones
a) Para el periodo 2015 – 2018 se estima que la máxima demanda del
sistema se incrementará en 2 557 MW, lo que representa un
incremento del 45% respecto a la máxima demanda del 2014 (5 775
MW). Este crecimiento representa un incremento promedio anual de
644 MW. En la Tabla 9.1 se muestra el crecimiento de la máxima
demanda anual del SEIN.
b) Del plan de expansión de la generación se estima que para el periodo
2015 – 2018 en el SEIN se instalarán aproximadamente 3 830 MW, lo
que presenta un incremento del 44% de la Potencia Efectiva del SEIN
respecto al año 2014 (8 718 MW), lo que implica que en el SEIN en
promedio se instalarán 957 MW de generación por año.
Del incremento de generación indicado, en la zona Norte se instalarán
581 MW, en la zona Centro 1 823 MW y en la zona Sur 1 426 MW. En
la Tabla 9.2 se resume la expansión de la generación para el periodo
2015 – 2018, agrupada por tipo de tecnología.
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c) Los resultados de la verificación del MRO del SEIN para el periodo
2015 – 2018 se muestran en la Tabla 9.3 siguiente:
d) Para el periodo 2015 – 2018 el margen de reserva del SEIN será
superior al MRO vigente (33,3%), por lo tanto, no se requiere proponer
centrales de reserva dentro del alcance de la RM N°
111-2011-MEM/DM en el periodo 2015 - 2018.
e) Se verificó el desempeño del margen de reserva de generación del
SEIN para el periodo 2015 - 2018, considerando los siguientes
escenarios de operación, con el fin de observar si en el sistema se
presenta racionamiento del suministro eléctrico:
Caso Base.
Hidrología Seca.
Salida de la Central más Importante del Sistema.
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Adicionalmente, se analizaron casos operativos que se podrían
presentar en el sistema (sensibilidades), aunque en dichos casos no
se espera que el sistema deba operar sin llegar a racionar el
suministro eléctrico. Estas sensibilidades son las siguientes:
Sensibilidad – Purga anual de la presa Tablachaca.
Sensibilidad - Salida de servicio del ducto de gas de Camisea –
Costa
Centro.
Sensibilidad – Retraso de proyectos de generación.
f) De los resultados de la evaluación de la reserva de generación, se
observa que para el Caso Base, el sistema tiene suficiente margen
para operar sin poner en riesgo el suministro eléctrico en el sistema,
estimándose una reserva mínima de 19% (estiaje del 2015). Cabe
aclarar que este valor es un valor mensual, que se ve afectado la
variación hidrológica durante el año y la disponibilidad de gas, a
diferencia del valor del MRO que es un valor anual teórico que no se
ve afectado por las variables indicadas.
g) Los casos de Hidrología Seca y la salida del complejo del Mantaro no
implican racionamiento del suministro eléctrico en el sistema.
h) Los casos de sensibilidad que implican la purga anual de la Presa
Tablachaca y el retraso de los proyectos de generación, no implican
racionamiento eléctrico en el sistema, estimándose en el primer caso
una reserva mínima de 8% y de 5% en los años 2015 y 2016,
respectivamente. A partir del año 2017 en cualquiera de estos casos la
reserva mínima estará por encima del 10%.
i) La salida de servicio del ducto de gas de Camisea indispone
generación en el SEIN en el orden de 2 200 MW a 2 500 MW en el
periodo 2015 – 2017 y 3 340 MW en el año 2018, por lo que ante este
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evento se podría presentar racionamiento en todo el periodo de
estudio.
j) Ante la salida de servicio del ducto de gas de Camisea, en el periodo
2015 – 2016 se requerirá realizar racionamiento del suministro
eléctrico tanto si la contingencia ocurre en el periodo de avenida como
en estiaje, siendo los racionamientos máximos estimados del orden de
1 320 MW (estiaje 2015) y de 760 MW (avenida 2016). En los años
2017 y 2018 estos racionamientos se presentarían solo si la
contingencia ocurre en el periodo de estiaje y serían del orden de 490
MW y de 740 MW, respectivamente.
BIBLIOGRAFÍA
Informe COES/DP-SPL-01-2015 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN Período 2015-2018.
Importancia del COES en el sector eléctrico: principales logros. Por Ing. Jaime Guerra Montes de Oca – Director de operaciones del COES – SINAC.