0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

Ene-

05

Ab

r-0

5

Jul-

05

Oct

-05

Ene-

06

Ab

r-0

6

Jul-

06

Oct

-06

Ene-

07

Ab

r-0

7

Jul-

07

Oct

-07

Ene-

08

Ab

r-0

8

Jul-

08

Oct

-08

Ene-

09

Ab

r-0

9

Jul-

09

Oct

-09

Ene-

10

Ab

r-1

0

Jul-

10

Oct

-10

Ene-

11

Ab

r-1

1

Jul-

11

Oct

-11

Ene-

12

Ab

r-1

2

Jul-

12

Oct

-12

Ene-

13

Ab

r-1

3

Jul-

13

Oct

-13

Ene-

14

Ab

r-1

4

Jul-

14

Oct

-14

Ene-

15

Ab

r-1

5

Jul-

15

US$

/MW

h

COSTOS MARGINALES (US$/MWh) CHILE (SING) - PERÚ

Chile

Perú

Comparación CMg

COSTO MARGINAL PROMEDIO MENSUAL DEL SEIN – ESCENARIO DE DEMANDA PESIMISTA

3

0

25

50

75

100

125

150

Jan

-15

Jul-

15

Jan

-16

Jul-

16

Jan

-17

Jul-

17

Jan

-18

Jul-

18

Jan

-19

Jul-

19

Jan

-20

Jul-

20

Jan

-21

Jul-

21

Jan

-22

Jul-

22

Jan

-23

Jul-

23

Jan

-24

Jul-

24

Jan

-25

Jul-

25

Jan

-26

Jul-

26

Co

sto

s M

argi

nal

Pro

me

dio

Me

nsu

al -

US$

/MW

h

2015 - 2020 (Generación comprometida) 2021 - 2026 (Sin proyectos de generación)

Estudios CDEC – SING - COES

6

INTERCONEXION ELECTRICA PERU - CHILE: PROPUESTA DEL ESTUDIO SINEA (GEOGRAFICO)

Fuente: Actualización del Plan de Transmisión 2015.2024, COES-SINAC,

Mayo 2014

7

El objeto del estudio fue el de desarrollar

los análisis, a nivel de factibilidad y

elaborar la ingeniería a nivel de licitación

de concesión, de uno de los proyectos

propuestos por el Estudio de SINEA: Enlace

220 kV – Los Héroes (Tacna) – Parinacota

(Arica) .

Interconexión, con una longitud de 55 km y

una capacidad de transferencia entre 100 y

200 MW, se daría a partir del año 2020,

Fuente: Peru-Chile Interconnector: Planning Analysis Study, Deloitte y Black and Veatch, Agosto 2015

ALCANCES DEL ESTUDIO COES (PERÚ) – CDEC-SING (CHILE) :PROYECTO DE ENLACE EN 220 kV

8

Configuración “Back-To-Back”

Capacidad entre 100 y 200 MW, con una inversión

entre US$ 82 y 131 millones.

Fuente: Peru-Chile Interconnector: Planning Analysis Study, Deloitte y Black and Veatch, Agosto 2015

ESTUDIO COES (PERÚ) – CDEC-SING (CHILE) PROYECTO DE ENLACE EN 220 Kv – ARREGLO CONCEPTUAL

Configuración Línea en Corriente Continua

Capacidad entre 100 y 200 MW, con una inversión entre US$

92 y 146 millones.

9

DEMANDA DEL SEIN

CRECIMIENTO

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2015 – 2026

GWH % MW %

2014 41 612 5,0% 5 735 3,4%

2015 44 520 7,0% 6 201 8,1%

2016 49 229 10,6% 6 762 9,0%

2017 54 401 10,5% 7 293 7,9%

2018 58 812 8,1% 7 860 7,8%

2019 62 983 7,1% 8 403 6,9%

2020 66 957 6,3% 8 883 5,7%

2021 70 767 5,7% 9 378 5,6%

2022 74 160 4,8% 9 814 4,7%

2023 77 482 4,5% 10 183 3,8%

2024 80 460 3,8% 10 569 3,8%

2025 83 255 3,5% 10 954 3,6%

2026 85 678 2,9% 11 295 3,1%

PROMEDIO

2015 - 2026 (*)

* Demanda a nivel de generadores COES

AÑOENERGÍA POTENCIA

6,2% 5,8%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Porcentaje de crecimiento de la demanda

ENERGÍA POTENCIA

10

EXPANSIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE (*) CON PROYECTOS POSIBLES HASTA EL 2020 (MAXIMA ANUAL)

(*): La expansión de generación eficiente hasta el año 20208 solo contempla proyectos comprometidos.

Generación Eficiente = Gen. Hidro + Gen. Gas Natural + Gen. Carbón

No se considera los proyectos que saldrán de la cuarta subasta con Recursos Energéticos Renovables.

0

2 500

5 000

7 500

10 000

12 500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MW

Ingreso de generación eficiente Solo Hidro y Gas Generación eficiente, sin eólicas y solares SDDP Demanda Pesimista

CCHH Machupicchu 2 (100

MW), Quitaracsa (112 MW)

y Santa Teresa (98 MW),

Cheves (168 MW) y RER

Hidro (20 MW)

CCHH Cerro del Aguila (510MW),

Chaglla (406MW) y RER Hidro (80 MW)

2015 - 2020 (Generación comprometida) 2021 - 2026 (Expansión incierta)

CT Chilca1 CC (91 MW), CH La Virgen

(64 MW) y RER Hidro (173 MW)

Nodo Energético Sur a Gas

Natural en CS (1436 MW),

Quillabamba (200 MW).

CH Pucará (150 MW).

CT Olleros TV (91 MW)

CT Santa Rosa TV (131

MW)

CH Olmos (50 MW)

RER Hidro (25 MW)

CT Malacas TG6 (47 MW) y

RER Hidro (66 MW)

Excedente de

generación

eficiente

CASO CON DEMANDA PESIMISTA

Recursos Renovables No Convencionales

Mapa Eólico

Mapa Radiación Solar

OPCIONES DE GRANDES PROYECTOS DE GENERACIÓN PARA EL LARGO PLAZO

~

~

~

~

~

~

~ GRANDES CENTRALES DEL NORTE 1330 MW CH VERACRUZ CH CHADIN 2

GRANDES CENTRALES DEL ORIENTE 6700 MW CH INAMBARI CH MAINIQUE CH PAQUITZAPANGO CH TAMBO 40 CH TAMBO 60

OTRAS CH 680 MW CCHH SAN GABAN I, III ,IV GRANDES

CENTRALES DEL SUR 505 MW CCHH LLUTA y LLUCLLA

CENTRALES TERMICAS CICLO COMBINADO SUR

CENTRALES TERMICAS CICLO COMBINADO NORTE

OTRAS 750 MW CH SANTA MARIA

INTERCONEXIÓN ECUADOR-COLOMBIA

INTERCONEXIÓN BRASIL

INTERCONEXIÓN CHILE

COES - SINAC

~

CENTRALES HIDROELECTRICAS DEL MARAÑÓN 1530 MW

(CCHH MARA 1-2-3-4)

12

(*1) Fuente: Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión, Periodo 2015-2024 14

SISTEMA DE TRANSMISIÓN: VISIÓN DE LARGO PLAZO

INTERCONEXIÓN

ECUADOR-

COLOMBIA

INTERCONEXIÓN

BRASIL

INTERCONEXIÓN

CHILE

Modalidades de Interconexiones

G

Generación Dedicada

Mercado

País A País B

B

Mercado

A

P = PGA

Modalidades de Interconexiones

Transacciones: Contratos Bilaterales Físicos

Mercado

País A País B

B Mercado

A A

CB

Flujo Físico

Modalidades de Interconexiones

Interconexión de Sistemas: Despacho Coordinado

Mercado

País A País B

B Mercado

A

PA PB

PA < PB

PA > PB

Transacciones de Corto Plazo y Contratos

CA CB