LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL SEIN

Eduardo Antúnez de Mayolo R. Director de Planificación de Transmisión COES-SINAC PERÚ

Lima 5 de Setiembre del 2013

1

Objetivos de la presentación

2

• Exponer la problemática de la planificación de la

Transmisión en el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional (SEIN) del Perú.

• Presentar la evolución de la expansión de la

Transmisión del SEIN definida por la planificación de

la transmisión.

3

ANTECEDENTES

Marco Legal – Línea de Tiempo

4

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Criterios y Metodologías para la Elaboración del

PT (2009) Ley 28832 (2006)

Ley Concesiones Eléctricas (1992)

2012 2014

Empresas de subsector eléctrico Plan

Transitorio

de

Transmisión

MINEM

Plan de Transmisión

COES

1PT COES

2PT COES

Reglamento de Transmisión

(2007)

Desarrollo de Sistema de Transmisión

Marco Legal

5

C

O

E

S

Ley 28832 (Jul-2006)

Reglamento de Transmisión (May-2007)

Criterios y Metodología para la Elaboración del PT

(Mar-2009)

Indica el objetivo, alcances, contenido y secuencia de actividades del Informe de Diagnóstico y del Plan de Transmisión

Indica como se debe elaborar el Plan de Transmisíón

Asigna la función de interés público de Planificar la Transmisión

Ciclo del Plan de Transmisión

6

PT 2011-2020

PT 2013-2022

PT 2015-2024

Anterior Vigente En elaboración

Elaboración del Plan de Transmisión 2015 - 2024

7

2012 2013 2014 2015

ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN

PROPUESTAS AL INF.

DIAGNÓSTICO

ELABORACIÓN PLAN DE TRANSMISIÓN

PRELIMINAR

SUBSANACIÓN OBS.

ELAB. PT

APROB. MINEM

INFORMACIÓN, DEMANDA, OFERTA. ELABORACIÓN INFORME DIAGNÓSTICO

ESCENARIOS •Futuros: Demanda, Oferta, Hidrología, Combustibles •Planes y Opciones

ANÁLISIS •Simulaciones en PERSEO •Cálculo de Atributos • Interpolación •Trade -Off •Análisis de riesgo •Minimax

VERIFICACIÓN •Análisis Eléctrico (DigSilent) •Verificación del PT al quinto año adicional •Resultados: Plan Vinculante y Plan de Largo Plazo

Segmentos del Mercado Eléctrico

Peruano

• Segmento de Distribución

• Grandes Usuarios

Mercado Libre

• Usuarios de Servicio

Público

Mercado Regulado

• Segmento de Generación

Mercado Libre

• Segmento de Transmisión

Mercado Regulado

DISTRIBUCIÓN

G1 G2 G3 Gn ………………

UL1 UL2 ULn UR1 URn

TRANSMISIÓN

Usuarios Regulados Usuarios Libres 8

GENERACIÓN

Alcances de la Planificación de la Transmisión en el SEIN

peruano Instalaciones que sirven

exclusivamente a los usuarios.

Estudio PT COES: Análisis de grandes sistemas de generación con proyección a interconexión internacional (Transmisión de Centrales del Oriente / Interconexión Internacionales)

Criterios del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas - Articulo 139

•Planificación Determinística •Horizonte 10 años •Plan de Obras para Fijación de Tarifas •Responsables: Titular / OSINERGMIN

Instalaciones que sirven exclusivamente a la generación.

Criterios de Planificación del titular

Instalaciones que sirven a la demanda y la generación (troncales nacionales y regionales)

Interconexión Internacional

Concesiones de Transmisión y Distribución

Usuarios Libres

Sistema Aislado

Criterios de Planificación privados de titulares de concesiones de generación.

PT COES : Cualquier instalación que a criterio del COES brinde seguridad, calidad y fiabilidad al SEIN (RT 14.3)

Criterios y Metodología para la Elaboración

del Plan de Transmisión •Metodología “TRADE OFF/RISK - MINIMAX” •Horizonte 10 años •Plan Vinculante / Plan de Largo Plazo •Entidad Responsable: COES-SINAC

9

10

PARTICULARIDADES DE LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN DEL SEIN

Problema central de la Planificación de la Expansión en

el Perú: Incertidumbre en la Demanda y la Oferta

11

INCERTIDUMBRE EN EL CRECIMIENTO DE LA

DEMANDA EN MAGNITUD Y LOCACIÓN:

PROYECTOS MAYORES DE DEMANDA PROSPECTOS MINEROS

INCERTIDUMBRE EN EL DESARROLLO DE LA EXPANSIÓN DE

LA GENERACIÓN EN TAMAÑO Y LOCACIÓN:

PROYECTOS MAYORES DE GENERACIÓN PROSPECTOS DE APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS

PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA

TRANSMISIÓN:

Planificar la Transmisión: El Problema

12

Futuro (Incierto)

Transmisión

+10 años

Demanda: ¿Crecimiento?

¿Dónde?

Oferta: ¿Nuevos proyectos? ¿Dónde?

Hidrología: ¿Normal, seca,

húmeda?

Combustibles: ¿Precios?

Transmisión

Hoy Plan de Transmisión

Planificar la Transmisión: La Solución Convencional

13

Escenario Base

Transmisión

+10 años Transmisión

Hoy

Plan de Transmisión Base

Enfoque Determinístico:

Objetivo: Mínimo Costo Total

S.T.

+10 años

S.T.

Hoy

S.T.

+10 años

S.T.

Hoy

S.T.

+10 años

S.T.

Hoy

Escenario Base

Escenario Optimista

Escenario Pesimista

PT Base

PT Optimista

PT Pesimista

Planificar la Transmisión: La Solución Convencional

14

Enfoque Determinístico:

Pocos escenarios y una función objetivo: Mínimo Costo

Planificar la Transmisión: La Solución Considerando

Incertidumbres

15

Futuro

(Incierto pero con límites)

Transmisión

+10 años Transmisión

Hoy

Plan de Transmisión ROBUSTO

Enfoque

Trade-Off:

Objetivo(s): Mínima Congestión Máxima Confiabilidad Mínimos Costos

Múltiples escenarios y múltiples funciones objetivo

16

METODOLOGÍA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN

Metodología Trade – Off / Risk

17

• Método de toma de decisiones para problemas con

múltiples objetivos.

• Se aplica en situaciones de incertidumbre (las variables

exógenas pueden tomar valores dentro de un rango

amplio pero acotado)

• Busca una solución de “compromiso”: la mejor solución

considerando todos los objetivos.

• Busca una solución “robusta”: que sea válida

considerando todas las incertidumbres y sus rangos de

variación

Metodología Trade – Off / Risk (un futuro)

18

• Ejemplo para dos atributos a minimizar

Futuro 1 Curva Trade-Off: Contiene las mejores soluciones

“A” es la solución de compromiso entre los

dos atributos

Esta solución es mínima para el

Atributo 1 pero es máxima para el

Atributo 2

Esta solución es mínima para el Atributo 2 pero es máxima para el Atributo 1

Metodología Trade – Off / Risk con Incertidumbre

(varios futuros)

19

• Ejemplo para dos atributos a minimizar Futuro 1

Futuro 2

Futuro 3

Futuro “n”

“A” es la solución robusta

Atributos para la aplicación de la metodología Trade - Off

20

• Horas de Despacho No Económico - HDN (h/Millón US$)

• MWh de Flujos Interrumpidos - MFI (kWh/US$)

Criterios Económico - Operativos

• Valor Presente del Costo Total - VPCT (millones de US

• Valor Presente del Pago Anual de la Demanda por Energía – VPPD (millones de US$)

Criterios Económicos de Beneficio-Costo

• Criterio N-1 (W/US$)

Criterio N-1

21

INCERTIDUMBRES

Incertidumbre en la Demanda

22

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

No

rte

+ S

ur

Centro

Futuros de Demanda del año 2024 (MW)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

1: Optimista Norte-Sur

3:Optimista Centro

4: Pesimista

2: Medio

Proyección de la Demanda 2015-2024 - Escenario Medio

23

0%

5%

10%

15%

20%

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

% C

reci

mie

nto

ENERGÍA POTENCIA

AÑO GWH % MW %

2015 53 287 15.4% 7 388 12.4%

2016 60 280 13.1% 8 214 11.2%

2017 64 985 7.8% 8 781 6.9%

2018 69 096 6.3% 9 314 6.1%

2019 72 499 4.9% 9 774 4.9%

2020 76 139 5.0% 10 282 5.2%

2021 79 368 4.2% 10 731 4.4%

2022 81 853 3.1% 11 096 3.4%

2023 84 469 3.2% 11 482 3.5%

2024 87 513 3.6% 11 922 3.8%

PROMEDIO

2015 - 2024

ENERGÍA POTENCIA

7.0% 6.5%

Demanda 2015-2024 - Grandes Proyectos (Escenario Medio)

24

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW

Años

Proyectos (MW)

zona NORTE zona CENTRO zona SUR TOTAL PROYECTOS

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW

Total de Proyectos - zona NORTE 128 199 199 255 255 404 495 495 496 526

Total de Proyectos - zona CENTRO 462 600 634 802 845 856 867 867 867 867

Total de Proyectos - zona SUR 756 1 046 1 132 1 195 1 350 1 368 1 367 1 367 1 367 1 368

TOTAL PROYECTOS 1 346 1 844 1 965 2 252 2 451 2 628 2 729 2 729 2 730 2 761

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA

Incertidumbre de la Oferta - Generación en el Largo Plazo

25

Generación Térmica (Gas Natural)

Generación Hidro Mayor: Centrales del

Oriente

Generación Hidro Mediana/Menor con

concesiones definitivas y temporales

Generación Hidro Mayor: Centrales del

Norte

Sin

Grandes

Centrales

Con C.H.H.

del Norte

Con C.H.H.

del

Oriente

Térmica GN 60% 40% 40% 40%

Hidro

Mediana/Menor

con concesión

definitiva

40% A A A

Hidro

Mediana/Menor

con concesión

temporal

B

Hidro Mayor

Centrales del

Norte

B

Hidro Mayor

Centrales del

Oriente

B

(*) A+B≈60%

Proyectos

Considerados

40%T + 60%H

ESCENARIOS

60%T + 40%H

Números de Escenarios analizados por año (*)

x 3 Series Hidrológicas (Seca, Promedio, Húmeda)

x 2 Condiciones Transmisión

27 futuros Demanda x Oferta

x 1 Plan

Escenarios Simulados

para el 2024

216

Sin DesarrolloCC.HH. Oriente CC.HH. Norte

Según evaluación SISegún evaluación SI

Centro SINorte y Sur SI

Según evaluación SISegún evaluación SI

Según evaluación SICentro SI

Norte y Sur SI

Según evaluación SICentro SI

Norte y Sur SISegún evaluación SISegún evaluación SI

Según evaluación SICentro SI

Norte y Sur SI

Según evaluación SISegún evaluación SI

Centro SINorte y Sur SI

Según evaluación SISegún evaluación SI

Según evaluación SICentro SI

Norte y Sur SI

Pesimista - Según evaluación SI

Año

2024

Demanda

Oferta

TipoPrioridad de Proyectos

de Generación

Optimista

Centro

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Desarrollo de Grandes Centrales

Optimista

N-S

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

26

576

32000

Total de Escenarios

32 576

Simulados

Interpolados

(*) Corresponde al PT 2013-2022

27

RESULTADOS

28

EVOLUCIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL DEL SEIN BAJO LA

PLANIFICACIÓN DE TRANSMISIÓN

29

Sistema de Transmisión Existente – Año 2008

30

L.T. 220 kV MACHUPICCHU - ABANCAY – COTARUSE

(ENE- 2015)

L.T. 220 kV ONOCORA – TINTAYA (JUL - 2016)

L.T. 500 kV CHILCA - MARCONA - MONTALVO

(DIC - 2013)

L.T. 500 kV TRUJILLO – LA NIÑA

(JUL- 2014)

L.T. 220 kV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA

(MAY- 2016)

L.T. 220 kV TINTAYA – SOCABAYA

(ENE - 2014)

Nor1:

- L.T. 220 kV CARHUAMAYO – PARAGSHA (MAR - 2010)

- L..T. 220 kV PARAGSHA – CONOCOCHA (FEB - 2011)

- L.T. 220 kV CONOCOCHA – KYMAN AYLLU (DIC - 2011)

- L.T. 220 kV KYMAN AYLLU – CAJAMARCA (JUN - 2011)

L.T. 500 kV CHILCA – CARABAYLLO (MAY- 2011)

L.T. 220 kV CHILCA – PLANICIE – CARABAYLLO (MAY- 2011)

L.T. 500 kV CARABAYLLO – CHIMBOTE -

TRUJILLO (DIC- 2012)

L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO

(AGO - 2013)

Sistema de Transmisión Existente y Planificado – Año 2010

PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN

31

L.T. 220 kV MACHUPICCHU - ABANCAY – COTARUSE

(ENE- 2015)

L.T. 220 kV MACHUPICCHU – QUENCORO –

ONOCORA – TINTAYA (JUL - 2016)

L.T. 500 kV CHILCA - MARCONA - MONTALVO

(DIC - 2013)

L.T. 500 kV TRUJILLO – LA NIÑA

(JUL- 2014)

L.T. 220 kV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA

(MAY- 2016)

L.T. 220 kV MOYOBAMBA – IQUITOS

(2017) MINEM

L.T. 220 kV TINTAYA – SOCABAYA

(ENE - 2014)

Nor1:

- L.T. 220 kV CARHUAMAYO – PARAGSHA (MAR - 2010)

- L..T. 220 kV PARAGSHA – CONOCOCHA (FEB - 2011)

- L.T. 220 kV CONOCOCHA – KYMAN AYLLU (DIC - 2011)

- L.T. 220 kV KYMAN AYLLU – CAJAMARCA (JUN - 2011)

L.T. 500 kV CHILCA – CARABAYLLO (MAY- 2011)

L.T. 220 kV CHILCA – PLANICIE – CARABAYLLO (MAY- 2011)

L.T. 500 kV CARABAYLLO – CHIMBOTE -

TRUJILLO (DIC- 2012)

L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO

(AGO - 2013)

ST Existente y Planificado – Año 2011

PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN

ST Existente y Planificado – Año 2013

32

L.T. 500 kV MANTARO – MARCONA – NUEVA

SOCABAYA - MONTALVO (ENE - 2017)

CARAPONGO

L.T. 220 kV TINTAYA –

SOCABAYA (ENE - 2014)

S.E. 220 kV CARAPONGO

SEGUNDO PLAN DE TRANSMISIÓN

33

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL DE SUMINISTRO A LIMA

Transmisión Troncal Existente de Suministro a Lima

34

San Juan

Chilca

Planicie

Huinco Callahuanca

Carabayllo

Zapallal

Ref. Zinc

500 kV

500 kV

220 kV

220 kV

490 MW

430 MW

400 MW

1700 MW

700 MW

Capacidad de Suministro: •Sin generación local: 3500 MW •Con generación local: 4400 MW

Solo dos puntos de Ingreso troncal

Transmisión Troncal de Suministro a Lima con Nuevos Puntos de

Entrega Resultado de la Planificación

35

San Juan

Chilca

Planicie

Huinco Callahuanca

Carabayllo

Zapallal

Ref. Zinc

500 kV

500 kV

220 kV

220 kV

490 MW

430 MW

1400 MW 700 MW

1700 MW

700 MW

S.E. Carapongo

2da etapa

Capacidad de Suministro: •Sin generación local: 4500 MW •Con generación local: 5400 MW

Cuatro puntos de Ingreso troncal

Nuevo punto troncal previsto en PT 2013-2022

Nuevo enlace troncal previsto en el Plan de Inversiones

Transmisión Troncal de Suministro a Lima

Nueva Subestación Carapongo

36

Nueva SE Carapongo

Planicie

San Juan

Zapallal

Carabayllo

Chavarría

Sta. Rosa

L.T. Chilca-Planicie-Carabayllo 220 kV

L.T. Chilca-Carabayllo 500 kV L.T. Callahuanca-Ref. Zinc 220 kV

L.T. Huinco-Santa Rosa220 kV

37

VISIÓN DE LARGO PLAZO – SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL DE 500 KV

Visión de Largo Plazo – Sistema de

Transmisión Troncal de 500 kV

38

Plan Vinculante

Plan Transmisión 2022

Plan Transitorio

Enlaces a 500 kV

Visión a futuro de

Estructura de Sistema

en 500 kV

39

EVOLUCIÓN DE LA INTERCONEXIÓN CENTRO –SUR DEL SEIN

Evolución de la interconexión Centro – Sur

Año 2008

40

SUR

CENTRO

L.T. 220 kV MANTARO – COTARUSE –

SOCABAYA 300 MVA

(2008)

280 MW

41

460 MW

CENTRO

SUR REPOTENCIACIÓN L.T. 220 kV

MANTARO – COTARUSE – SOCABAYA

A 505 MVA

(AGO- 2011)

Evolución de la interconexión Centro – Sur

Año 2012

congestión

Importación de más del 50% de la

demanda

CARAPONGO

Evolución de la interconexión Centro – Sur Dic. 2013

42

L.T. 500 kV CHILCA -

MARCONA - MONTALVO (DIC

- 2013) 850 MVA

Un circuito en 500 kV Centro - Sur

Antapacay

CENTRO

SUR

370 MW

250 MW

Generación a Gas

≈1900 MW

CARAPONGO

Evolución de la interconexión Centro – Sur Año 2016

43

L.T. 500 kV CHILCA -

MARCONA - MONTALVO (DIC

- 2013) 850 MVA

Un circuito en 500 kV Centro - Sur

Cerro Verde SUR

500 MW

700 MW

CENTRO Generación Nueva Hidro

≈1000 MW

Generación a Gas

≈1900 MW

congestión

congestión

Nuevos Grandes Proyectos de Demanda en el Sur: ≈1000 MW

CARAPONGO

Evolución de la interconexión Centro – Sur Año 2017

44 Nuevos Grandes Proyectos de Demanda en el Sur: ≈1150 MW

L.T. 500 kV CHILCA -

MARCONA - MONTALVO (DIC

- 2013) 850 MVA

Generación Nueva Hidro

≈1000 MW

Generación a Gas

≈1900 MW

470 MW

550 MW

340 MW

Dos circuito en 500 kV Centro - Sur

45

CARAPONGO

Polo Energético del Sur ≈ 1800 MW

Generación Nueva Hidro

≈1000 MW

Generación a Gas

≈1900 MW

150 MW

380 MW

140 MW

Requerimiento de Transmisión a 500 kV desde Zona Sierra-Centro a Lima para evacuación de Generación

Hidro Excedente por inclusión del Polo Energético

Evolución de la interconexión Centro – Sur + Polo Energético del Sur

Reducción de Flujo Centro - Sur

Criterio de Confiabilidad - Análisis “N-1” de la Norma

46

Proyecto u Opción es viable

si:

𝐷𝑒𝑚 + 𝐺𝑒𝑛

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑈𝑆$≥ 3 𝑊/𝑈𝑆$

Generación Demanda

Proyecto u Opción Costo US$

SEIN

47

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

Interconexión Eléctrica a 500 kV Perú - Ecuador

48

Estudio en desarrollo – Grupo de Trabajo Binacional.

Interconexión Eléctrica a 500 kV Perú - Ecuador

49

S.E. FRONTERA

PERÚ

500 kV

S.E. FRONTERA ECUADOR

S.E. LA NIÑA

S.E. EL MILAGRO

1era. Etapa

2da. Etapa SEIN SNT

Nuevas CC.HH.: Codo Sinclair 1500 MW

Paute-Sopladora 487 MW Minas San Francisco 276 MW

Toachi Pilatón 253 MW Otras 230 MW

Futuras CC.HH. en el Norte: Veracruz / Cumba 730 MW Chadín / Norte 600 MW Balsas 900 MW Rentema 1500 MW

Interconexión Eléctrica a 500 kV Perú - Brasil

50

INAMBARI

MAINIQUE

COLECTORA

SUR

COLECTORA CENTRO

TAMBO 40

TAMBO 60

PAQUITZAPANGO

MARCONA

BRASIL

PERÚ

RIO MADEIRA

LIMA

•Acuerdo Binacional

Perú-Brasil suscrito en

el 2010, para el

suministro de

electricidad al Perú y

exportación de

excedentes a Brasil

•Proyectos

hidroeléctricos por

6700 MW.

•Sistema de conexión

en 500 kV al SEIN

definido en el Primer

Plan de Transmisión

Conclusiones

51

La Planificación de Transmisión del SEIN ha logrado brindar los siguientes

principales beneficios:

• Implementar la expansión de la transmisión del SEIN de manera oportuna para

enlazar nueva generación y nueva carga y así aliviar congestiones.

• Definir una Visión de Largo Plazo de la Expansión del Sistema de Transmisión

Troncal del SEIN que oriente el desarrollo de la infraestructura de transmisión,

suficiente en capacidad, confiabilidad y cobertura, y que permita atender los

requerimientos de la demanda y la generación en todo el SEIN así como de las

interconexiones internacionales.

• Mejora de la confiabilidad.

• Disminución de costos operativos.

• Mejora de la calidad del servicio

• Contar, en el mediano y largo plazo, con una estructura de transmisión robusta

y confiable que permita las interconexiones internacionales a Extra Alta

Tensión con los países vecinos.

¡MUCHAS GRACIAS!

52

Estudios del Plan de Transmisión:

www.coes.org.pe

Ruta: Información Operativa y Comercial / Estudios / Estudios

del Plan de Transmisión