3. EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO … de energia y minas plan referencial de electricidad 2006 - 2015 70 3. expansiÓn del sistema elÉctrico interconectado nacional

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 70

3. EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 3.1 INTRODUCCIÓN Dentro del marco normativo del subsector electricidad corresponde al Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección General de Electricidad, formular el Plan Referencial de Electricidad con el objeto de brindar la información prospectiva que sirva a los agentes que participan en el subsector, o tienen intención de participar en la toma de decisiones de inversión en el mercado nacional. Así mismo, está dirigido a las entidades o personas con interés en el conocimiento del desarrollo eléctrico del país. En el presente documento contiene el Plan Referencial de Electricidad formulado por el Ministerio de Energía y Minas para el período 2006 – 2015 (PRE-2006), sobre la base informativa que abarca hasta el año 2005. El PRE-2006 contempla la expansión de la generación y la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados Mayores. La formulación del PRE-2006 se basa en estudios de proyección de la demanda de electricidad, expansión de la generación y la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y de los Sistemas Aislados Mayores del país; así como del análisis de las interconexiones internacionales. 3.1.1 Enfoque del Plan Referencial de Electricidad La formulación del PRE-2006 ha sido realizada bajo un enfoque que considera los siguientes criterios básicos: a) Se formula bajo la perspectiva de la autoridad del sector sobre la base de

información especializada de acceso público, considerando criterios racionales técnicos y económicos.

b) En el mercado eléctrico peruano, la generación es libre y por tanto tiende a ser un mercado de competencia, y que en el largo plazo las decisiones de expansión de la generación tomadas por los agentes llevarán a la eficiencia económica de dicho mercado.

c) Los proyectos de generación y transmisión eléctrica son de larga maduración, por la magnitud de la inversión y el período de vida útil de sus instalaciones, por lo que las previsiones económicas y de financiamiento de los agentes económicos que participan en el mercado se deben proyectar en ese horizonte, o sea dentro de un plan de largo plazo.

d) Dada la complejidad de las acciones, estrategias y decisiones de carácter privado

de los agentes que compiten en el mercado, los planes de generación y transmisión expuestos en el PRE-2006 no representan ninguna recomendación para priorizar la ejecución de obras, sino la visión de las perspectivas del mercado bajo criterios de eficiencia económica del conjunto, y que sirven de base para la



toma de decisiones de las entidades públicas y privadas. En consecuencia, los resultados del PRE-2006 deben ser considerados solo como señales indicativas de carácter técnico y económico para la expansión de la generación y transmisión del SEIN y los Sistemas Aislados Mayores, dado que la ejecución real dependerá del resultado de la competencia de los diferentes agentes del sector dentro del marco regulatorio vigente. 3.1.2 Ámbito Geográfico del PRE-2006 - Zonas Para fines de análisis técnico y económico de la expansión de la generación y la transmisión, el SEIN se disgrega en cuatro grandes zonas oferta/demanda, o áreas de sistemas eléctricos de potencia, interconectadas por enlaces de transmisión troncales del SEIN. Las áreas geográficas de influencia de las zonas definidas del SEIN se presentan en el Cuadro Nº 3.1 Además, el ámbito geográfico del PRE-2006 incluye los siguientes sistemas aislados mayores: • Sistema Aislado de Iquitos • Sistema Aislado de Tarapoto – Moyabamba - Bellavista • Sistema Aislado de Bagua - Jaén • Sistema Aislado de Puerto Maldonado En el Gráfico Nº 3.1 se indican las zonas definidas así como los Sistemas Aislados Mayores, sobre el sistema de transmisión existente del SEIN.

Cuadro Nº 3.1

Áreas Geográficas de Influencia de Zonas del SEIN



Gráfico Nº 3.1



3.1.3 Escenarios de Análisis para la Formulación del PRE-2006 El PRE-2006 se formula bajo los siguientes escenarios de demanda y oferta 3.1.3.1 Escenarios de Crecimiento de la Demanda (i) Escenario Base - “Crecimiento de la Demanda Medio”: Escenario de crecimiento

de la demanda de mayor probabilidad de ocurrencia. (ii) “Crecimiento de la Demanda Optimista”: Escenario del mayor crecimiento de la

demanda esperado. (iii) “Crecimiento de la Demanda Conservador”: Escenario de menor crecimiento de

la demanda esperado. 3.1.3.2 Escenarios de Oferta A diferencia de las zonas norte y centro del país, en donde para el horizonte de estudio la disponibilidad de energéticos en los que se pueda basar la expansión de generación es en mayor grado conocida, en el sur se tiene dos escenarios muy marcados. (i) Escenario de Oferta Base - “Escenario de Oferta - Sur - Sin Gas Natural en

Mediano Plazo”: Este escenario no considera la disponibilidad de gas natural en el sur del país en el horizonte de estudio.

(ii) Escenario de Sensibilidad “Escenario de Oferta - Sur - Con Gas Natural en el Mediano Plazo”: Escenario que contempla que el sur cuente con el recurso de gas natural a mitad del período de estudio (año 2012),

3.1.4. Situación Actual del SEIN 3.1.4.1 Demanda del SEIN en el Año 2005 a) La generación de energía eléctrica a nivel nacional en el 2005 fue de 25 510

GW.h, de los cuales 23 811 GW.h corresponden al mercado eléctrico (93%), y de estos el 98% corresponde al SEIN y el 2% a los sistemas aislados. El crecimiento de la demanda respecto al año 2004 fue de 5,56%.

b) Las tasas de crecimiento promedio anual de la demanda de energía del SEIN en el período 2000-2005 fueron:

• Total SEIN: 5,48%, • Cargas Vegetativas (Crecimiento vegetativo) 4,7%, • Cargas Especiales (Industriales/Mineros): 9,5% La máxima demanda del SEIN en el 2005 fue de 3 305 MW, creciendo en 175 MW respecto al año anterior, lo que representa una tasa anual del 5%.



Gráfico Nº 3.2

c) Las ventas al mercado eléctrico ascendieron, en el año 2005, a 20 283 GW.h,

de los cuales el 69,3% corresponde a la zona centro, 18,0% a la zona sur, el 9,5% a la zona norte medio y el 3,2% a la zona norte (Gráfico Nº 3.2).

d) La estructura de las ventas anuales en el mercado eléctrico por tipo de carga

indica que en el año 2005 el 73,2% corresponde a la carga vegetativa, el 24,2% a las cargas especiales y el 2,6% a la carga incorporada. Las “Cargas Incorporadas” se definen como las cargas que operaron en forma aislada y que se incorporaron recientemente en el SEIN (Gráfico Nº 3.3 y Gráfico Nº 3.4).

Gráfico Nº 3.3

Participación de las Zonas en la Ventas Anuales Totales del SEIN - 2005

Norte Medio 9,5%

Sur 18,0%

Norte 3,2%

Centro 69,3%

Total: 20 283 GW.h

Participación de las Cargas en las Ventas Anuales Totales en el SEIN - 2005

Especial 24,2%

Vegetativa 73,2%

Incorporada 2,6%

Total: 20 283 GW.h



Gráfico Nº 3.4

3.1.4.2 Oferta del SEIN en el Año 2005 - Capacidad Instalada de Generación La capacidad instalada de generación en el país a diciembre del 2006 fue de 6 548 MW, lo que representó un aumento de 5,6% respecto a la capacidad instalada del año 2005. La estructura de la capacidad instalada según su origen está compuesto por 49 % de centrales hidráulicas y 51 %, por centrales térmicas, conforme se aprecia en el Gráfico N° 3.5.

Gráfico Nº 3.5

La capacidad instalada del SEIN alcanzó los 5 5 3 5 MW y, la capacidad instalada de los Sistemas Aislados fue de 1 013 MW. El Gráfico N° 3.6 muestra la distribución de la potencia instalada a nivel nacional según el sistema.

Participación de los Tipos de Cargas en las Ventas Anuales - 2005

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Zona Norte Zona NorteMedio

Zona Centro Zona Sur Total SEIN

Vegetativa Especial Incorporada

POTENCIA INSTALADA 2006 POR ORIGENTotal : 6 548 MW

3 208 3 339

0

1 000

2 000

3 000

4 000

Hidráulica Térmica

MW

49% 51%



Gráfico Nº 3.6

Según el tipo de servicio, la potencia instalada total a nivel nacional corresponde en 85% al mercado eléctrico y 15% al mercado de uso propio (auto productores). Ver Gráfico Nº 3.7.

Gráfico Nº 3.7

A nivel nacional, las centrales hidroeléctricas acumularon al año 2006 una potencia instalada de 3 208 MW, que representa el 49% del total. La central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo es la que tiene la mayor potencia instalada, con 798 MW. Las empresas con mayor capacidad instalada hidroeléctrica en el mercado eléctrico son Electroperú S.A. (34%) y EDEGEL S.A.A. (24%). Por otro lado, las centrales térmicas, en el año 2005, acumularon a nivel nacional una capacidad instalada de 2 993 MW, es decir el 48% de la capacidad total. Se destacan las centrales térmicas de Ventanilla (500 MW), Santa Rosa (281 MW) e Ilo 1 (269 MW).

POTENCIA INSTALADA 2006 POR SISTEMATotal : 6 548 MW

SSAA15%

1 013 MW

SEIN85%

5 535 MW

POTENCIA INSTALADA 2006 POR TIPO DE SERVICIO

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

Para mercado eléctrico Para uso propio

MW

SEIN SS AA

Mercado Eléctrico : 5 568 MW (85 %)Uso Propio : 980 MW (15 %)

4%

96%

18%

82%



3.2 ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SEIN La proyección de la demanda del SEIN se realizó disgregando en dos grandes tipos de carga: “Cargas Vegetativas” y “Cargas Mayores” (Especiales / Incorporadas). Las cargas vegetativas corresponden principalmente a la demanda del mercado regulado considerando que este tipo de demanda es susceptible a la modelación mediante técnicas estadísticas, disponiéndose de datos para ello; mientras que las cargas especiales / incorporadas de crecimiento en forma discreta y con importante impacto sobre la demanda global han requerido un análisis individual cuyos resultados se agregan a los resultados del modelado estadístico. Para la proyección de la demanda de cargas vegetativas se utilizaron dos metodologías, una para el corto plazo (período 2006 – 2007), y la otra para el largo plazo en el período restante 2008 – 2015, que en conjunto dan una mayor validez a la proyección: La primera metodología utiliza las series temporales ARIMA – Auto Regressive Integrated Moving Average, y la otra metodología, utiliza los modelos econométricos para el largo plazo, que evalúa las variables explicativas útiles para este fin. El modelo ARIMA se aplicó para proyectar la variable objetivo en forma mensual, mientras que el Modelo Econométrico en forma anual. La integración de modelos ARIMA y Econométrico proporciona una proyección de demanda consistente y con menor grado de incertidumbre respecto a los modelos utilizados anteriormente. El uso apropiado de metodologías combinadas, se fundamentó en la búsqueda de una relación de corto plazo basada en la estructura estadística propia de la serie temporal, mientras que la relación de largo plazo debe ampararse en la teoría económica y la estructura estadística. El modelo econométrico contempló la aproximación de la proyección del PBI del país, sin incluir el crecimiento del sector minería. De esta manera, el crecimiento del sector minería se incorpora en forma externa a la proyección de demanda obtenida por la complementación de los dos modelos (ARIMA y Econométrico), para lo cual se definieron los grandes proyectos mineros, y de este modo se evita la duplicidad de efectos en la proyección de demanda. Como resultado del análisis realizado se obtuvieron las proyecciones de demanda de energía y potencia para el SEIN bajo los escenarios optimista, medio (escenario base) y conservador. Los pronósticos de la demanda de energía indican que esta crecerá a una tasa anual de 7,4% para el escenario optimista, 6,6% para el escenario medio y 5,6% para el escenario conservador (Gráfico Nº 3.8). Por su parte, la demanda de potencia crecerá a una tasa anual de 7,3 % para el escenario optimista, 6,5% para el escenario medio y 5,6% para el escenario conservador (Gráfico Nº 3.9).



Gráfico N° 3.8 Proyección de Demanda Global de Energía del SEIN 2006-2015

Gráfico Nº 3.9 Proyección de Demanda Total de Potencia del SEIN 2006-2015

La proyección de la demanda de potencia de los grandes proyectos indica que hacia el final del período de análisis, ésta se incrementará en 1 172 MW para el escenario optimista, 820 MW para el escenario medio y 455 MW para el escenario conservador (Gráfico Nº 3.10).

47 064

43 744

39 762

23 001

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GW.h

Optimista Medio Conservador

7,4% Anual

5,6% Anual

6,6% Anual

6 656

6 199

5 725

3 305

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

6 000

6 500

7 000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW

Optimista Medio Conservador

6,5% Anual

5,6% Anual

7,3% Anual



Gráfico Nº 3.10

Los valores de la proyección de la demanda de potencia y energía total del SEIN, en el horizonte de estudio, para el escenario medio se presenta en el Cuadro Nº 3.2

Cuadro Nº 3.2

Año Potencia MW Energía GW.h Factor de Carga

Variación Potencia

Variación Energía

2005 3 305 23 0012006 3 629 24 751 77.9% 9.8% 7.6%2007 3 787 26 711 80.5% 4.3% 7.9%2008 4 025 28 360 80.4% 6.3% 6.2%2009 4 222 29 609 80.1% 4.9% 4.4%2010 4 448 31 146 79.9% 5.4% 5.2%2011 4 755 33 097 79.5% 6.9% 6.3%2012 5 042 35 177 79.6% 6.0% 6.3%2013 5 382 37 951 80.5% 6.7% 7.9%2014 5 903 41 667 80.6% 9.7% 9.8%2015 6 199 43 744 80.6% 5.0% 5.0%

6.5% 6.6%Promedio Anual

Proyección Total de demanda del SEINEscenarios Medio Periodo 2006 - 2015

Gran parte de las variaciones del crecimiento de la demanda se explican por el desarrollo de proyectos mineros, tales como la ampliación de la mina Cerro Verde y el proyecto Las Bambas, cuya entrada en operación está prevista para los años 2007 y 2010 respectivamente. En el Anexo 7.1 se describe la metodología seguida en el Estudio de Proyección de la Demanda.

Estimaciones de los Requerimientos de Potencia de los Grandes Proyectos 2006 - 2015

455

820

1 172

0 0

200

400

600

800

1000

1200

2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015

MW

Conservador Medio Optimista



3.3 EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DEL SEIN 3.3.1 Visión de Planificación del SEIN hacia el Largo Plazo 3.3.1.1 Introducción A la luz del análisis de los requerimientos de demanda, de oferta de generación y de la transmisión troncal en todo el SEIN, desarrollados en el estudio, se formula una visión de planificación del SEIN hacia el largo plazo, esbozando un plan orientador de la expansión de la generación y transmisión troncal del SEIN en un período prospectivo de hasta 20 años. Esta visión intenta definir el objetivo al que se pretende llegar en la expansión de la generación y transmisión troncal en el largo plazo, bajo los escenarios previsibles de evolución de la demanda en magnitud y distribución geográfica, y de la oferta, en los polos energéticos distribuidos geográficamente acorde a la ubicación de los recursos energéticos. Esta visión plantea como objetivo de planificación hacia el largo plazo del SEIN, el lograr un sistema de transmisión troncal con capacidad de intercambio suficiente y confiable entre todas las zonas del SEIN de manera uniforme. Dado que la distribución geográfica de la demanda y de los energéticos en el ámbito geográfico del SEIN tiene grandes asimetrías, el lograr un suministro eléctrico confiable y uniforme en todo ese ámbito, se requiere que gradualmente en el tiempo se refuerce la transmisión eléctrica, que une los centros de oferta y demanda, y paralelamente también se desarrolle ductos de transporte de gas natural como una manera de racionalizar la oferta de este energético para otros usos y para la generación de electricidad. 3.3.1.2 Polos Energéticos El desarrollo de la generación eléctrica en el SEIN tiende a conformar agrupaciones o centros de producción eléctrica por contar con fuentes de energéticos importantes o proyectos de generación. Es así que se han identificado tres polos energéticos importantes por su trascendencia a todo el SEIN o a una zona del SEIN: • El Polo Energético Mantaro: El actual principal centro de generación del país,

ubicado en la zona centro del SEIN. • El Polo Energético del Sur Medio: El conglomerado de proyectos de generación

térmica que utiliza el gas natural de Camisea, localizado al sur de Lima a lo largo del gasoducto Pisco – Lima antes del punto de conexión (“city-gate”) a la red de distribución de gas de Lima. Este polo energético será el mayor centro de generación térmica del país con una gran incidencia en el desarrollo del SEIN.

• El Polo Energético de Machu Picchu: Comprende los proyectos en desarrollo y

futuros cercanos a la actual C.H. Machu Picchu, en el que se pueden considerar los proyectos hidroeléctricos de Machu Picchu II, Santa Teresa, Quillabamba,



entre otros. Este polo tendrá una importante incidencia en el desarrollo de la generación eléctrica en el Sur del SEIN.

3.3.1.3 Confiabilidad El crecimiento del SEIN ha sido relativamente acelerado en extensión, alcanzando a cubrir geográficamente la mayor parte de los departamentos del país, pero que a su vez la asimétrica distribución geográfica de la demanda y de los recursos energéticos disponibles, con una gran concentración en la zona centro del SEIN, ha hecho que el sistema de transmisión troncal a 220 kV inicialmente conformado sea relativamente débil, en gran extensión con un solo circuito. Es claro que con un área de gran extensión geográfica, con asimetrías de distribución geográfica de la demanda y recursos energéticos disponibles, debido a las distancias y las cargas involucradas, el reforzamiento del esquema de transmisión troncal del SEIN resulta oneroso. Por esta razón, el reforzamiento por confiabilidad de servicio de la transmisión troncal ha sido postergado, ya que los costos involucrados son muy altos en comparación al beneficio de mejora de confiabilidad, dadas las reducidas cargas distribuidas geográficamente en el país. Es así que en el mapa de confiabilidad de los enlaces troncales del SEIN solo en la zona centro y el enlace centro - sur se puede aplicar el criterio de confiabilidad “N-1”, es decir que el sistema puede brindar la transmisión de plena carga aún ante la pérdida de un circuito, por el contrario en los otros enlaces del SEIN el criterio de confiabilidad aplicado es el de “Recierre Monofásico Exitoso” (RME), que considera que una falla de cortocircuito monofásico no saque de servicio al enlace, sino que el sistema de protección aclare la falla. 3.3.1.4 Etapas de Expansión La visión de planificación del SEIN hacia el largo plazo considera, de manera progresiva, las siguientes etapas de expansión de la configuración de la transmisión troncal del SEIN: • Etapa Inicial – Sistema Existente - Año 2006. • Primera Etapa - Corto Plazo: Primer Reforzamiento de Enlaces Troncales a 220

kV. • Segunda Etapa - Mediano Plazo: Segundo Reforzamiento de Enlaces Troncales

a 220 kV. • Tercera Etapa - Largo Plazo: Primer Reforzamiento de Troncales a Extra Alta

Tensión. • Cuarta Etapa – Muy Largo Plazo: Segundo Reforzamiento de Troncales a Extra

Alta Tensión. • Quinta Etapa – Etapa Final: Confiabilidad N-1 General - Extra Alta Tensión La visión de planificación hacia el largo plazo considera que en la quinta etapa, o etapa final, donde se alcanzará al sistema óptimo económico y de calidad de



servicio en todo el SEIN. A continuación se exponen los alcances de cada una de las etapas planteadas. Sobre este marco se está formulando el plan de expansión de la transmisión troncal del SEIN contemplado en el Plan Referencial de Electricidad 2006-2015. Como se ve, en la visión de planificación hacia el largo plazo se presentan los enlaces de expansión de la transmisión troncal que conformarán los proyectos de transmisión troncal candidatos que serán considerados en el estudio. El estudio por tanto define la oportunidad de implementación de estos enlaces candidatos, que haga que la expansión de transmisión troncal planteada resulte técnica y económicamente viable bajo los escenarios supuestos, y conjuntamente con el plan de expansión de la generación resultado de la planificación. a) Etapa Inicial – Sistema Existente - Año 2006 La etapa inicial corresponde al sistema existente, donde muchos enlaces troncales son débiles en capacidad y confiabilidad, y las transferencias de potencia entre las zonas del sistema están limitadas a las capacidades determinadas principalmente por factores de estabilidad transitoria. En muy pocas áreas y troncales del SEIN se cumple con el criterio de confiabilidad “N-1”.La configuración para esta etapa se muestra en el Gráfico N° 3.11, cuyas capacidades de transferencias están limitadas de menos de 200 MW entre el eje Norte - Centro-Norte Medio, y de menos de 300 MW en el eje Centro-Sur.



Gráfico Nº 3.11

b) Primera Etapa - Corto Plazo: Primer Reforzamiento de Enlaces Troncales a

220 kV En esta primera etapa se desarrolla la ampliación de la capacidad de las troncales que se requieren en el corto plazo con el mantenimiento de similar estructura y confiabilidad que en la etapa inicial. La configuración del SEIN para esta etapa se muestra en el Gráfico N° 3.12. Como se observa, en esta etapa se logra incrementar la capacidad de los enlaces de las zonas Centro-Norte Medio y Centro-Polo Energético Sur Medio, así como se logra elevar la confiabilidad de este último enlace de RME a condición N-1. Estas obras ya se encuentran programadas para su ingreso en el corto plazo. Las dos líneas entre la zona centro y el polo energético sur medio estarán concluidas para el mes de junio de 2007. El incremento de la capacidad entre las zonas Centro-Norte Medio se logrará con la segunda terna de la LT Lima – Chimbote que entrará en servicio a inicios del año 2008. Por lo anterior, para el año 2008 ya se hará concluido con esta primera etapa de expansión del SEIN.

Los reforzamientos de enlaces entre el Polo Energético Sur Medio y la Zona Centro previstos para esta etapa ( LT 2090 -ex LT 2008-, a 2x180 MVA y la nueva LT San Juan – Chilca -ex LT 2007- de doble terna y doble conductor por fase de 2x350 MVA), se encuentran en ejecución, y entrarán en operación comercial en el

Evolución de la Configuración del SEINEtapa Inicial – Sistema Existente - Año 2006

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

MachuPicchu

Polo EnergéticoSur Medio

N-1

N-1

RME

RME

RME

Confiabilidad:

Recierre Monofásico Exitoso:

N-1:

RME

N-1

Tensión:138 kV220 kV

Extra Alta Tensión

170 MW

170 MW

1190 MW

2x125 MW

2x170 MW2x60 MW



segundo trimestre del 2007. Con estas obras se dispondrá de capacidad de transporte en este tramo del SEIN de aproximadamente 900 MW.

Gráfico Nº 3.12

c) Segunda Etapa - Mediano Plazo: Segundo Reforzamiento de Enlaces

Troncales a 220 kV Esta etapa tiene el objeto de seguir incrementando la capacidad de los enlaces troncales del SEIN, a 220 kV, acorde a los requerimientos del crecimiento de la demanda y la expansión de la generación.

La configuración del SEIN para esta etapa se muestra en el Gráfico N° 3.13. Se aprecia que en esta etapa se refuerzan los enlaces entre las zonas Centro y Norte Medio, y el Polo Energético Sur Medio y el Centro, pero no se incrementa la confiabilidad de la transmisión troncal. Se plantea que estas obras sean: el enlace de doble circuito Chilca - Planicie – Zapallal, para el refuerzo Polo Energético Sur Medio – Centro, y el enlace Vizcarra-Huallanca-Cajamarca para el refuerzo Centro – Norte Medio.

Evolución de la Configuración del SEIN1era Etapa - Corto Plazo: 1er Reforzamiento de Troncales 220 kV

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu

Polo Energético Sur Medio

N-1

N-1

RME

RME

N-1Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

2x170 MW

1190 MW

2x125 MW

2x60 MW2x350 MVA

2x180 MVA

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


N-1

N-1

RME

RME

N-1Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

2x170 MW

1190 MW

2x125 MW

2x60 MW2x350 MVA

2x180 MVA



Gráfico Nº 3.13

d) Tercera Etapa - Largo Plazo: Primer Reforzamiento de Troncales a Extra

Alta Tensión En esta etapa se introduce la transmisión a extra alta tensión por requerimiento de capacidad de transmisión para el reforzamiento de los enlaces troncales más críticos: entre el Centro y el Norte Medio, y entre el Polo Energético Sur Medio y el Centro. La configuración del SEIN para esta etapa se muestra en el Gráfico N° 3.14. También en esta etapa, para la transmisión entre el Centro y el Sur, se posterga temporalmente el objetivo de mejorar la confiabilidad, para atender el requerimiento de incremento de capacidad dado por una mayor concentración de la generación en el Centro y posibles limitaciones de generación en el Sur, en razón a la disponibilidad, tiempo de maduración, y costos de proyectos de generación en esas dos zonas. Para el reforzamiento del enlace Centro-Sur, en esta etapa, se plantea mejorar la utilización de la capacidad de las líneas existentes (que puede alcanzar los 600 MW), mediante la implementación de equipamiento de control de potencia que mejore las restricciones por estabilidad entre sistemas. Con el incremento de la utilización de líneas existentes se relaja temporalmente la confiabilidad del enlace Centro-Sur, de criterio N-1 a criterio de “Recierre Monofásico Exitoso”.

Evolución de la Configuración del SEIN2nda Etapa-Mediano Plazo: 2do Reforzamiento de Troncales 220 kV

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


RME

N-1

N-1

RME

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

3x170 MW

1190 MW

2x150 MW

2x60 MW2x350 MVA

2x350 MVA2x180 MVA

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


RME

N-1

N-1

RME

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

3x170 MW

1190 MW

2x150 MW

2x60 MW2x350 MVA

2x350 MVA2x180 MVA



El esquema y configuración del equipamiento de control de potencia para el enlace Centro-Sur mencionado, serán definidos en estudio especializado el que tomará en cuenta opciones que van desde la compensación capacitiva SVC, compensación capacitiva serie controlada por tiristores (FACTS), hasta una estación convertidora “back-to-back”, implementadas en la subestación intermedia del enlace existente, Cotaruse, o las subestaciones terminales. Es importante tener en consideración que es necesario el relajamiento temporal de confiabilidad planteado para el enlace Centro-Sur en esta etapa, por un criterio de mínimo costo, para poder lograr en etapa posterior una mejor y más robusta configuración del sistema.

Gráfico Nº 3.14

e) Cuarta Etapa – Largo Plazo: Segundo Reforzamiento de Troncales a Extra

Alta Tensión En esta cuarta etapa se contempla un segundo reforzamiento con enlaces a extra alta tensión para mejora de la capacidad de transmisión y de confiabilidad en la zona sur del sistema. La configuración del SEIN para esta etapa se muestra en el Gráfico Nº 3.15.

Evolución de la Configuración del SEIN3era Etapa - Largo Plazo: 1er Reforzamiento de Troncales a Extra Alta Tensión

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


RME

N-1

RME

RME

N-1Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

3x170 MW

1190 MW

2x300 MW900 MW

900 MW

2x60 MW2x350 MVA

2x350 MVA

2x180 MVA

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


RME

N-1

RME

RME

N-1Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

3x170 MW

1190 MW

2x300 MW900 MW

900 MW

2x60 MW2x350 MVA

2x350 MVA

2x180 MVA



En esta etapa se plantean los enlaces en Extra Alta Tensión de simple terna, con apoyo para confiabilidad con los enlaces a 220 kV implementados en etapas anteriores. Es así que, por ejemplo, entre la zona Centro y Sur se logra una capacidad de intercambio de hasta 600 MW con redundancia plena, bajo criterio “N-1”. En este aspecto, el refuerzo del enlace existente realizado en la etapa anterior, con equipamiento de control de potencia, tendría una importante función de regulación del flujo de potencia en este enlace de manera que se optimice la carga en el enlace Centro-Sur a extra alta tensión, porque de lo contrario, dada la topología del sistema, la utilización de la transmisión troncal entre esos dos enlaces entre el Centro y el Sur sería desbalanceada. En esta etapa se logra obtener la confiabilidad óptima para el Sur del SEIN, mientras que el Norte Medio y el Norte tienen confiabilidades restringidas al criterio RME, aunque con cierta mejora en la confiabilidad entre el Centro y Norte Medio con una terna en Extra Alta Tensión respaldada parcialmente por 3 enlaces de 170 MW.

Gráfico Nº 3.15

f) Quinta Etapa – Etapa Final: Confiabilidad N-1 General - Extra Alta Tensión Esta quinta etapa, etapa final, tiene por objeto llevar la capacidad plena para los intercambios entre zonas y con una confiabilidad N-1 en todo el sistema de transmisión troncal del SEIN.

Evolución de la Configuración del SEIN4ta Etapa – Muy Largo Plazo: 2do Reforzamiento de Troncales a Extra Alta Tensión

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


RME

N-1

N-1

RME

N-1Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

3x170 MW

1190 MW

2x300 MW900 MW

900 MW

2x60 MW

900 MW

2x350 MVA

2x350 MVA

2x180 MVA

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


RME

N-1

N-1

RME

N-1Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

3x170 MW

1190 MW

2x300 MW900 MW

900 MW

2x60 MW

900 MW

2x350 MVA

2x350 MVA

2x180 MVA



La configuración del SEIN para esta etapa se muestra en el Gráfico Nº 3.16. En esta etapa se llegaría al objetivo planteado por la visión de planificación hacia el Largo Plazo, obteniéndose capacidades suficientes y confiables de intercambio entre las zonas del SEIN. En esta etapa se logrará también capacidad de transmisión en Extra Alta Tensión para interconexiones internacionales con Ecuador, Bolivia y Chile.

Gráfico Nº 3.16

Sobre este marco se está formulando el plan de expansión de la transmisión troncal del SEIN contemplado en el presente Plan Referencial de Electricidad 2006-2015. Como se ve, en la expresión de la visión de planificación hacia el largo plazo se presentan los enlaces de expansión de la transmisión troncal que conformarán los proyectos de transmisión troncal candidatos que fueron considerados en el estudio. El presente Plan, por tanto, define la oportunidad de implementación de estos enlaces candidatos, que haga que la expansión de transmisión troncal planteada resulte técnica y económicamente viable bajo los escenarios supuestos, y conjuntamente con el plan de expansión de la generación resultado de la planificación.

Evolución de la Configuración del SEIN5ta Etapa – Etapa Final: Confiabilidad N-1 General a Extra Alta Tensión

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


N-1

N-1

N-1

N-1

N-1

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

2x900 MW

2x900 MW

3x170 MW

2x900 MW

2x900 MW

1190 MW

2x60 MW4x350 MVA

2x180 MVA

2x300 MW

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

Machu Picchu


N-1

N-1

N-1

N-1

N-1

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

2x900 MW

2x900 MW

3x170 MW

2x900 MW

2x900 MW

1190 MW

2x60 MW4x350 MVA

2x180 MVA

2x300 MW



3.3.2 Catálogos de Proyectos Candidatos 3.3.2.1 Proyectos de Centrales Hidráulicas Los proyectos candidatos para el planeamiento de la expansión de la generación del SEIN son las centrales hidráulicas consideradas mayores, dado que plantas de esa magnitud tienen impacto determinante en los precios y en la oferta del SEIN (Cuadro Nº 3.3).

Cuadro Nº 3.3 Proyecto de Generación Candidatos

Centrales Hidráulicas Proyecto Zona Potencia Inversión Costo Unitario

MW US $

millones US $/kW C.H. Olmos I Norte 120,0 80,02 667 C.H. Olmos II Norte 120,0 89,83 749 C.H. Quitaracsa Norte Medio 112,0 94,79 846 C.H. Santa Rita Norte Medio 174,0 137,60 791 C.H. Cheves Centro 158,6 146,50 924 C.H. Huanza Centro 86,0 84,10 978 C.H. Platanal Centro 220,0 246,21 1119 C.H. La Virgen Centro 58,0 56,40 972 C.H. Macchupicchu Sur 71,0 73,95 1042 C.H. Santa Teresa Sur 110,0 72,30 657 C.H. San Gabán I Sur 120,0 141,51 1179 C.H. Tarucani Sur 50,0 55,59 1112 C.H. Lluclla Sur 380 307,97 810 C.H. Pucará Sur 130,0 136,40 1049

La información de costos de inversión se tomó de la documentación técnica de las solicitudes de concesión, y actualizados, para los proyectos que cuentan con concesión o están en proceso de concesión, o de estudios preliminares, y de las entidades que están ejecutando los proyectos comprometidos. 3.3.2.2 Proyectos de Centrales Térmicas Se consideraron como proyectos candidatos de centrales térmicas, proyectos mayores posibles de construcción, señalados en el Cuadro Nº 3.4. Por razones de tamaño en el sistema, se consideraron unidades turbogas de 150 MW en ciclo abierto y 230 MW en ciclo combinado de potencia para plantas fuera de la zona centro, y de unidades turbogas de 170 MW en ciclo abierto y 520 MW en ciclo combinado, para la zona centro. La unidad de carbón se refiere a una turbina a vapor en la central Ilo 2 en el sur, central que se encuentra preparada para alojar dos unidades de vapor de 135 MW las que se ha instalado una.



Cuadro Nº 3.4 Proyecto de Generación Candidatos Centrales Térmicas

Proyecto Zona Potencia Inversión Costo

Unitario

MW Millones

US$ US $/kW Turbo Gas Norte / Sur Ciclo Abierto Norte/Sur 150 54 360 Turbo Gas Ciclo Abierto Centro 170 61 360 Turbo Gas Ciclo Combinado Centro 520 326 627

Turbo Gas Ciclo Combinado Norte/Sur 230 144 627 Carbón Sur 135 108 797

3.3.2.3 Proyectos Candidatos de Enlaces de Transmisión Troncales: Los proyectos candidatos de transmisión troncal (enlaces de refuerzo entre zonas del SEIN) son los siguientes: a) Proyecto de Reforzamiento Centro – Norte Medio : Segunda Terna de Línea

220 kV Lima Chimbote (Línea Longitudinal de la Costa). Este proyecto contempla la implementación de un circuito adicional al existente, de la Línea de Transmisión 220 kV Zapallal - Paramonga – Chimbote diseñada con estructuras para dos circuitos. La línea tiene una ruta centro - norte por la costa. El costo de inversión se estima en US $ 34 millones.

b) Proyecto de Reforzamiento Centro - Norte Medio: Línea Longitudinal de la Sierra 220 kV Vizcarra – Huallanca – Cajamarca - Carhuaquero: Este proyecto contempla un nuevo enlace de transmisión a 220 kV, con implementación de un circuito, entre las subestaciones de Vizcarra, Huallanca, Cajamarca y Carhuaquero, con un costo de inversión de US $ 80 millones.

c) Proyecto de Transmisión Chilca – Lima, 220 kV/Extra Alta Tensión: Sistema de transmisión para la conexión de las plantas térmicas a gas natural, ubicadas al sur de Lima. Costo de inversión: US $ 65 millones (US $ 36 millones la etapa 220 kV y. US $ 29 millones la etapa de EAT).

d) Proyecto de Reforzamiento de la Transmisión Centro – Sur: Línea 220 kV Cotaruse – Machupicchu: Este proyecto contempla enlazar la subestación de Cotaruse, punto intermedio entre la línea Mantaro – Socabaya, y una nueva subestación a 220 kV cercana a la Central Hidroeléctrica de Machupicchu. Este proyecto de enlace, si bien no une dos zonas del SEIN, beneficia en el reforzamiento del enlace existente centro - sur incrementando su capacidad por mejora de comportamiento dinámico. El costo de inversión se estima en US $ 35 millones.

e) Proyecto de Reforzamiento de la Transmisión Centro – Sur: Estación convertidota CA/CC/CA “Back to Back” (o Compensación Capacitiva Serie controlado por Tiristores) en la S.E Cotaruse: Este Proyecto contempla



implementar una estación convertidora CA/CC/CA configuración “back-to-back” o alternativamente un esquema de compensación capacitiva serie controlado por tiristores, acorde al estudio técnico detallado que se realice para su definición, en la Subestación Cotaruse o Socabaya, incrementando de esta forma la capacidad de transmisión en la línea 220 kV Mantaro Socabaya. El costo de inversión se estima en US $ 85 millones, para la opción más onerosa.

f) Proyecto de Reforzamiento en Extra Alta Tensión Lima – Cajamarca: Este

proyecto contempla un enlace entre la subestación Zapallal en Lima con la subestación Cajamarca a Extra Alta Tensión, con una subestación intermedia para compensación reactiva inductiva. Costo de inversión US$ 200 millones.

g) Proyecto de Reforzamiento en Extra Alta Tensión Chilca – Socabaya: Este

proyecto contempla un enlace entre la subestación Chilca cercana a Lima con la subestación Socabaya en Arequipa, a extra alta tensión, con una subestación intermedia para compensación reactiva inductiva. Costo de inversión US$ 275 millones.

h) Proyecto de Reforzamiento de Transmsión Centro-Sur: Este proyecto contempla un enlace de transmisión entre Mantaro y Socabaya o entre Chilca y Socabaya.

3.3.3 Planeamiento de Expansión de la Generación y Transmisión 3.3.3.1 Criterios y Premisas Generales 3.3.3.1.1 Criterios Generales de Planeamiento Los planes de expansión de la generación y transmisión del SEIN han sido formulados bajo los siguientes criterios generales de planeamiento: a) El plan de expansión de generación y transmisión a obtener es aquél que

presenta el “mínimo costo” total de expansión, tomando en cuenta los costos de inversión y costos operativos, así como que los proyectos incluidos sean técnica y económicamente viables bajo las reglas de operación económica del mercado definidas por el marco regulatorio del subsector.

b) Se formulan los planes de expansión de la generación y transmisión del SEIN bajo

un planeamiento que busca la minimización de los costos totales de generación y transmisión eléctrica proyectada, considerando los costos de inversión y operativos, de manera que salvaguarden que los proyectos de generación incluidos sean viables económicamente bajo las reglas de operación económica del mercado vigentes cuyas señales económicas definen las inversiones que realizan los agentes que promueven estos proyectos, por el lado de la oferta. Igualmente ese planeamiento contempla que los proyectos de transmisión, bajo esas mismas reglas y señales económicas del mercado, resulten sustentables económicamente, ya sea que éstas sean realizadas con inversiones por el lado de la demanda, o de la oferta, o por ambos.



c) Este plan considera sólo los requerimientos de oferta para satisfacer la demanda

nacional. Los requerimientos de las interconexiones internacionales son consideradas de manera separada acorde a la evolución de los proyectos de integración eléctrica cuyo desarrollo está sometida a instancias bilaterales con cada país o regionales.

Se adopta el criterio de “mínimo costo” en conjunto con el criterio de viabilidad técnica y económica de proyectos, considerando que el modelo económico del mercado a seguir tiende a una alta competencia entre agentes y esto a su vez lleva a la eficiencia económica del subsector, sujeto a las regulaciones de calidad del servicio y de administración ordenada del mercado. 3.3.3.1.2 Premisas Generales Proyección de Precios de Energéticos Dado que para la definición de la expansión de la generación y transmisión los precios de los energéticos en términos reales en el horizonte de estudio son relevantes, se proyectaron los precios de los siguientes energéticos hacia el largo plazo: a) Petróleo Crudo y sus Derivados b) Carbón c) Gas Natural Para la proyección de los precios de los energéticos transables en el mercado internacional, se tomaron como referencia informes de estudios especializados de entidades reconocidas mundialmente. Para el caso de la proyección de los precios de los energéticos no transables en el mercado internacional se tomaron como referencia las tendencias de precios acorde a la demanda de los mismos. a) Precio de Petróleo WTI – Referencia en el Largo Plazo: Como referencia de la evolución de precios del petróleo crudo y sus derivados en el largo plazo se tomó el precio del Petróleo WTI. La proyección del precio del Petróleo WTI se obtuvo a partir de información del Anual Energy Outlook 2006, publicado en Febrero del 2006 por la Agencia de Administración de Información de la Energía del Departamento de Energía de los Estados Unidos. El Anual Energy Outlook 2006 presenta una proyección del precio promedio de petróleo crudo importado por las refinerías de Estados Unidos al año 2015, como se muestra en el Gráfico Nº 3.17.



Gráfico Nº 3.17

Dado que, con la introducción del gas natural de Camisea en la matriz energética del país, la generación eléctrica en base a ese energético actualmente ya ha desplazado a los derivados del petróleo en la producción de electricidad, y esta situación permanecerá en todo el horizonte de estudio, dejando al petróleo solo en situaciones de generación en emergencia, o en situaciones de congestión de transmisión. b) Precio del Carbón – Referencia en el Largo Plazo: De manera similar que para el petróleo, y basado en el mismo estudio de mercado especializado, el Energy Outlook 2006, se determinó como precio de referencia el precio promedio de exportación de carbón de Estados Unidos, al que se le aplicó la estructura de precios utilizada por OSINERG para reflejar los precios en el Perú, como se muestra en el Cuadro Nº 3.5.

Petróleo WTI – Proyección de Precios de Importación USA 2006 Annual Energy Outlook

Ref. EIA 2006 Energy Outlook

Precio de Importación USA - Petróleo Crudo - Annual Energy Outlook 2006- Tendencia de Precio Alto A

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Precio (US $/Barril) 59,10 59,26 59,87 61,12 62,65 64,99 67,64 70,67 73,31 76,30

Precio Equivalente Aprox. - Petróleo Crudo WTI - Annual Energy Outlook 2006

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Precio (US $/Barril) 65 65 66 67 69 71 74 77 79 82

Precio de Petróleo WTI Proyectado para el PRE-2006

Total 65,00 65,00 65,00 65,00 70,00 70,00 70,00 80,00 80,00 80,00



Cuadro Nº 3.5

Dado que actualmente el precio del carbón está en el orden de 75 US$/ton (ref. Fijación de Tarifas en Barra Mayo 2006), y ese es el valor cercano al promedio en el horizonte de estudio, se adopta un valor constante de 75 US$/ton de carbón en puerto peruano. c) Precio del Gas Natural: Siendo el gas natural en el Perú un bien no transable en los mercados internacionales, dadas las barreras de costos e inflexibilidad de transporte, los precios que de él se obtengan dependerán en gran medida de la evolución del mercado nacional y en menor grado del mercado de exportación dado que los costos de exportación son altos (ya sea por Gas Natural Licuado – GNL– o via gasoducto). Actualmente con el acuerdo establecido del Gobierno con el productor de gas de Camisea, de desindexar los precios del gas de Camisea con los del petróleo, sino con la inflación externa, y limitando el incremento máximo anual a 5%, los precios del gas de Camisea tenderán a ser estables en el tiempo. Por lo anterior se fijan los precios del gas natural de Camisea en el período 2006 - 2015 con los siguientes valores de precios máximos:

Carbón – Proyección de Precios de Exportación

Precios del Carbón – Fijaciones de Tarifas en Barra:

Mayo 2005: 77,76 US $/Ton Mayo 2006: 75,5 US $/Ton

Annual Energy Outlook 2006 with Projections to 2030Mid-Term (2004-2030) Projection of Annual Price (F.A.S. at U.S. Port of Exit) of U.S. Coal Exports,

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Exports 7/ 52,75 53,93 54,66 55,71 54,87 53,14 51,65 50,48 48,88 47,35

Precio de Exportación USA - Equivalente a Precio Internacional - Aplicado a Mercado Local Acorde a Estructura Precio de Referencia del Carbón de OSINERG

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Export. EE.UU. (US $/Ton Métrica) 58,15 59,45 60,25 61,41 60,48 58,58 56,94 55,64 53,89 52,19

Precio Colombia/Venezuela1 (US$/Ton Métrica) 54,15 55,45 56,25 57,41 56,48 54,58 52,94 51,64 49,89 48,19Flete 15,56 15,56 15,56 15,56 15,56 15,56 15,56 15,56 15,56 15,56Seguro 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08Impto. Selectivo 3,56 3,56 3,56 3,56 3,56 3,56 3,56 3,56 3,56 3,56Otros 2,04 2,04 2,04 2,04 2,04 2,04 2,04 2,04 2,04 2,04Total 75,39 76,69 77,49 78,65 77,72 75,82 74,18 72,88 71,13 69,43

Precio de Carbón en el Perú Proyectado para el PRE-2006

Total 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00Notas: (1) Reducción Aprox. de 4 US$ con relación al precio de EEUU (Ref. Fijación Tarifaria en Barras 2006)



(i) Precio de Gas Natural de Camisea – Período 2006 – 2015:

Precios “tope” actuales para el período 2006 – 2010, más 10% para el período 2011–2015, y precios actuales más 25% para el período 2016 - 2025.

Precios Tope Actuales:

Fuera de la red de distribución : 2,02 US$/MMBtu Dentro de la red de distribución : 2,14 US$/MMBtu Take or Pay (Ventanilla): 2,05 US$/MMBtu

(ii) Gas Aguaytía: 1,73 US$/MMBtu (iii)Gas Talara 1,77 US$/MMBtu (iv) Gas de Camisea en el Sur del Perú: 1,00 US$/MMBtu adicional al

de la zona Centro (v) Gas en Tumbes (como el de Camisea en la Costa): 2,02 US$/MMBtu Alcances de la Expansión del Planeamiento de Transmisión del SEIN El PRE-2006, dado su carácter de planeamiento a nivel nacional, considera la transmisión solo hasta el nivel de bornes de transformador en alta tensión, es decir los niveles de extra alta tensión, muy alta tensión y transformación muy alta tensión / alta tensión. Margen de Reserva de Generación El margen de reserva de generación mínimo inicial a considerar será el vigente establecido por el Ministerio de Energía y Minas por 4 años 2004 - 2008, para el SEIN, y luego reduciéndose en períodos siguientes, como se indica a continuación: • Período 2006-2010: 32% (margen vigente) • Período 2011-2015: 28% • Período 2016 – 2020: 24% • Período 2020 – 2025: 20% Para la sustentación del margen de reserva vigente del SEIN en mención, el Ministerio de Energía y Minas contrató un estudio especializado1 en el que se utilizaron metodologías de minimización de costos totales de reserva basados en estimaciones probabilísticas de pérdida de energía LOLE vs los costos de la reserva de generación.

1 Estudio para la Fijación del Margen de Reserva del SEIN”, Proyectos Especiales Pacífico S.A. para el Ministerio de Energía y Minas,Año 2004



El mencionado estudio también considera la pérdida de la unidad de generación más grande del SEIN, la cobertura de año seco, y margen por mantenimiento de unidades. Costo de Racionamiento El valor de Costo de Racionamiento utilizado corresponde a los últimos dispositivos del sector como la Fijación de Tarifas en Barra, Margen de Reserva Firme Objetivo y Margen de Reserva: • Costo de Racionamiento: 250 US $/k W.h. El Costo de Racionamiento es el determinado por OSINERGMIN acorde a dispositivos legales. Criterios Técnicos Generales a) La base técnica de parámetros del sistema se sustenta en simulaciones

realizadas por COES para modelos de flujo de carga, y de la Fijación Tarifaria en Barras 2006 de OSINERGMIN para los modelos SUPER-OLADE-BID y PERSEO.

b) La data histórica e hidrología a utilizar en el modelo SUPER-OLADE-BID y en el

modelo PERSEO se basará en la data considerada para la Fijación Tarifaria en Barras 2006 de OSINERGMIN.

c) La congestión en la transmisión troncal será considerada bajo criterio económico

de mínimo costo, o mínimo valor presente de los costos de inversión, operación y mantenimiento, de manera que se determinará la “congestión económica” que lleve al reforzamiento de la línea; es decir un proyecto se realiza si brinda un beneficio económico neto que sustente su realización.

d) Los tamaños de unidades generadoras de las plantas térmicas con turbinas a

gas o en ciclo combinado serán las que permitan mayor flexibilidad en la operación parcial como unidades de ciclo abierto o ciclo combinado. Bajo este criterio se favorecerán para proyectos aún no definidos esquemas de plantas de ciclo abierto – ciclo combinado siguiente: 2 x Turbinas a Gas + 1 x Turbina a Vapor, con rendimientos típicos de plantas convencionales.

e) No se considerará retiro de plantas térmicas por tiempo de servicio, en el

horizonte de estudio. Criterios Generales para el Análisis de Flujo de Carga a) Criterios de Operación

(i) Tensión



Los límites de tolerancia de variación de tensión han sido fijados como sigue: • Operación Normal: Para el análisis en condiciones de operación normal se

considera las variaciones del nivel de tensión entre 0,95 a 1,05 p.u.

• Operación en Emergencia: Para el análisis en condiciones de emergencia, los niveles de tensión varían entre 0.9 a 1.1 p.u.

(ii) Factor de Potencia

Se han considerado los factores de potencia en todas las barras de carga como sigue:

• Factor de potencia de 0,95 a partir del año 2007

• Factor de potencia de 0,97 a partir del año 2010

(iii) Márgenes de Potencia Reactiva

Se han considerado los siguientes criterios de márgenes de reserva de potencia reactiva en el sistema:

• Mantener un nivel de reserva para garantizar algún déficit de potencia reactiva

como consecuencia de salida de algún componente que afecte el nivel de reactivos que requiere el sistema.

• Los compensadores estáticos deben operar con cierto margen de generación

o absorción de potencia reactiva, con el fin de que tengan margen de actuación en casos de contingencia.

b) Capacidad de líneas de transmisión

La capacidad de las líneas de transmisión será considerada bajo los siguientes criterios de carga:

• Capacidad en Condiciones de Operación Normal: La máxima carga permisible

de diseño en régimen permanente.

• Capacidad en Condiciones de Operación en Emergencia: Sobrecarga del 50 % de la Capacidad en Condiciones de Operación Normal.

c) Capacidad de transformadores

La capacidad de los transformadores será considerada bajo los siguientes criterios de carga:

• Capacidad en Condiciones de Operación Normal: 110% de la Capacidad

Nominal, siempre que el factor de carga sea menor del 90%, o 100% de la Capacidad Nominal con factores de carga mayores al 90%.



• Capacidad en Condiciones de Operación en Emergencia: 130% de la

Capacidad Nominal. 3.3.3.2 Metodología de Planeamiento Los planes de expansión de la generación y transmisión del SEIN han sido formulados bajo una metodología de planeamiento que siguiendo el enfoque definido en la sección 3.1.1, busca satisfacer los criterios generales expuestos en 3.3.3.1.1. La metodología de planeamiento de la expansión de la generación y transmisión del SEIN se presenta esquemáticamente en el Gráfico Nº 3.18. En el Anexo 7.1, la misma se describe en forma más detallada.

Gráfico Nº 3.18 - Metodología para la Formulación de Planes de Expansión de la Generación y

Transmisión

En la Etapa 0 se determina la proyección de la demanda por escenarios, en la Etapa 1 se define la optimización de planes de expansión de generación y transmisión troncal, considerando el criterio de “Mínimo Costo”. En la Etapa 2 se analiza la viabilidad económica del plan bajo el modelo de operación económica del mercado, con los criterios establecidos y se modifica, según el caso, el plan inicial obtenido. En las etapas 3, 4 y 5 se completa el análisis técnico y económico del sistema y las extensiones del mismo. Las herramientas de análisis utilizadas en las diferentes etapas fueron las siguientes: • Etapa 1: Modelo de Planeamiento de Generación y Transmisión Multinodal

Super OLADE BID • Etapa 2: Modelo de Operación Económica PERSEO.

Etapa 1Planeamiento de

Generación y Transmisión

Troncal

Etapa 2Estudio de Operación Económica

Etapa 3Análisis de Flujo

de Carga

Etapa 5Interconexiones Internacionales

Etapa 0Estudio de la

Demanda

Etapa 4Integración de

Sistemas Aislados

Datos, Criterios y Premisas

Planes de Expansión



• Etapas 3 al 5: Modelo de Análisis de Flujo de Carga y modelos de análisis económico en Hojas de Cálculo.

Con la metodología seguida se sustenta que para cada escenario planteado, el PRE-2006 concluya, en planes de expansión de la generación y la transmisión del SEIN de “mínimo costo”, que incluyan proyectos de generación y transmisión viables económicamente cuya inversión puedan ser realizados por agentes del mercado del lado de la oferta o de la demanda, o por ambos, a fin de optimizar económicamente el suministro de electricidad del corto plazo al largo plazo, en un entorno de alto grado de competencia de manera que lleven a la eficiencia económica del conjunto. 3.3.3.3 Resultados del Planeamiento de la Expansión de la Generación y Transmisión - Escenario de Oferta Base 3.3.3.3.1 Resultados del Planeamiento – Escenario de Crecimiento de Demanda Medio: El Plan de Expansión de la Generación del SEIN para el Escenario de Crecimiento de la Demanda Medio (Escenario Base), considera un incremento de capacidad instalada a 3 163 MW para el año 2015, ver Cuadro Nº 3.6

Cuadro Nº 3.6

Año de Potencia InversiónOperación MW Millones US$

2006 Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 3 (en servicio) 70 35Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 4 (en servicio) 80 35Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en servicio) 170 61

2007 Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en construcción) 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Globeleq (en construcción) 170 61

2008 Térmico-GN-Tumbes Turbogas Tumbes Zorritos 150 422009 Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 1 170 61

Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 2 170 612010 Hidro CH Machu Picchu II 71 41

Hidro CH Platanal (En construcción) 220 246Hidro CH Olmos (En construcción) 120 80

2011 Hidro CH Tarucani 49 56Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 3 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 4 170 61

2012 Hidro CH Santa Teresa 110 722013 Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea 1 520 3262014 Hidro CH Cheves 159 147

Hidro CH Santa Rita 174 138Hidro CH San Gabán 1 120 142

2015 Hidro CH Pucará 130 1363163 1924Total

Tipo Proyecto

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2006 - 2015ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR)ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA MEDIO



El Plan de Expansión de la Transmisión para el Escenario Medio de crecimiento de la demanda se presenta en el Cuadro Nº 3.7. Comprende la instalación de 3 168 km de líneas de transmisión, 340 MVAr de compensación reactiva y 385 MVA de ampliación de capacidad de transformación.

Cuadro Nº 3.7

(1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back

Los indicadores de planeamiento resultantes de la expansión de la generación y transmisión del SEIN para el escenario de demanda medio son los siguientes: Valor Presente Costo de Inversión 1 497 US$ millones Valor Presente Costo de Operación 1 556 US$ millones Valor Presente Costo Total 3 053 US$ millones Costo Incremental de Expansión 34,3 US$/MW.h

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 2006 - 2015 PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓNESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR)ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA MEDIO

Año DescripciónCostos de Inversión

(Miles US$)Observaciones

A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN2007 Línea de transmisión DT Chilca - San Juan 220 kV 53 km 29 340 En Ejecución

Segundo circuito Chilca - San Juan 220 kV 53 km 6 823 En Ejecución

Línea Transmisión 138 kV Carhuaquero - Jaén 140 km 14 688 Interconexión Sistema Aislado Bagua - Jaén

Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km 34 077Línea Transmisión 138 kV y 66 kV San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado 225 km 20 164 Interconexión Sistema Aislado Puerto

MaldonadoLínea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kV 149 km 20 027

Línea Transmisión DT Chilca - Planicie - Zapallal 220kV 96 km 35 990

Segunda terna LT Talara - Piura Oeste 220kV 104 km 18 980

Segundo circuito LT Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220kV 211 km 31 820

Línea de Transmisión Cajamarca Norte - Carhuaquero 220kV 155 km 23 000

Línea de Transmisión 220 kV Cotaruse Machupicchu 170 km 54 256

Reforzamiento de la LT Mantaro - Socabaya (Compensación en serie ó convertidor Back To Back en Cotaruse) 600 MW 85000 (1)

Segundo circuito 220 kV Independencia - Ica 55 km 11 067

Doble circuito 220 kV Platanal - Cantera 75 km 28 117

2011 LT Simple Circuito Vizcarra-Huallanca-Cajamarca 575 km 85 254

Circuito 500 kV Chilca - Zapallal 96 km 28 792

Línea de Transmisión 220 kV Cajamarca-Caclic-Moyobamba 246 km 35 407 Interconexión sistema aislado Moyobamba - Tarapoto - Bellavista

Doble circuito 138 kV San Gabán II - Azángaro 159 km 16 695

Circuito 220 kV Azángaro - Puno 123 km 21 260

2015 Segundo circuito 138 kV Combapata - Tintaya 101 km 10 605

B) COMPENSACIÓN REACTIVA

Banco de condensadores en Chavarria 40 MVAr 1 461 En Ejecución

Banco de condensadores en Santa Rosa 40 MVAr 1 645 En Ejecución

Banco de condensadores en Barsi 20 MVAr 830

2010 SVC Marcona 60/-30 MVAr 4 000

2011 Banco de condensadores en Balnearios 60 MVAr 1 504

Banco de condensadores en Chavarria 60 MVAr 1 504

Banco de condensadores en Santa Rosa 60 MVAr 1 504

C) AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN

Ampliación de la transformación en Juliaca AT/MT 40 MVA 2 834 Inversión comprometida

Ampliación de la transformación en Marcona 75 MVA 6 038 Inversión comprometida

Ampliación de la transformación en Ica 210/60/10 kV 50 MVA 7 526 Inversión comprometida

2009 Ampliación transformación 220/50 kV Oroya Nueva 100 MVA 3 000

2014 SE Azángaro 220 kV 120 MVA 3 600

Total 646 808

2008

2009

2008

2014

2009

2010

2014



3.3.3.3.2 Resultados del Planeamiento – Escenario de Crecimiento de Demanda Optimista El Plan de Expansión de la Generación del SEIN para el Escenario de Crecimiento de la Demanda Optimista, indica la necesidad de instalar 3 593 MW de nueva generación hasta el año 2015. Cuadro Nº 3.8.

Cuadro Nº 3.8

El Plan de Expansión de la Transmisión, del SEIN para el escenario de crecimiento de la demanda optimista, comprende la instalación de 4 411 km de líneas de transmisión, 640 MVAr de compensación reactiva, y 265 MVA de capacidad de transformación. Cuadro Nº 3.9.





Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 2 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 3 170 61

2010 Hidro CH Machu Picchu II 71 41Hidro CH Platanal (En construcción) 220 246Hidro CH Olmos (En construcción) 120 80


2011 Hidro CH Tarucani 49 56Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 6 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 7 170 61

2012 Hidro CH Santa Teresa 110 722013 Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea 1 520 3262014 Hidro CH Cheves 159 147

Hidro CH Santa Rita 174 1382015 Hidro CH La Virgen 58 56

Hidro CH Quitaracsa 112 953593 1981

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2006 - 2015ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR)

ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA OPTIMISTA

Total

Tipo Proyecto



Cuadro Nº 3.9

(1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back (2) Proyecto alternativo: Línea de transmisión 220 kV Mantaro - Socabaya

Los indicadores de planeamiento resultantes de la expansión de la generación y transmisión del SEIN para el escenario de demanda optimista son los siguientes: Valor Presente Costo de Inversión 1 856 US$ millones Valor Presente Costo de Operación 1 854 US$ millones Valor Presente Costo Total 3 710 US$ millones Costo Incremental de Expansión 33,2 US$/MW.h

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 2006 - 2015 PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓNESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR)ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA OPTIMISTA



A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

2007 Línea de Transmisión DT Chilca - San Juan 220 kV 53 km 29 340 En Ejecución



Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km 34 077

Línea Transmisión 138 kV y 66 kV San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado 225 km 20 164 Interconexión Sistema Aislado Puerto

Maldonado

Línea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kV 149 km 20 027









LT Simple Circuito Vizcarra-Huallanca-Cajamarca 575 km 85 254

Línea de Transmisión 500 kV Chilca - Zapallal 96 km 28 792

2012 Línea de Transmisión Machupicchu - Incasa 138 kV 76 km 7 973

Línea Extra Alta Tensión Chilca - Socabaya 500 Kv (2) 900 km 275 000


Segundo circuito 220 kV Ica - Marcona

Línea de Transmisión 500 kV Zapallal - Cajamarca Norte 650 km 200 000




Banco de condensadores en Barsi 20 MVAr 830

SVC Marcona 60/-30 MVAr 4 000


S.E. Intermedia 500 kV Zapallal - Cajamarca Norte Reactor 300 MVAR 6 390








Total 1084 011

2011

2009

2008

2008

2009

2010

2014

2014



3.3.3.3.3 Resultados del Planeamiento – Escenario de Crecimiento de Demanda Conservador El Plan de Expansión de la Generación del SEIN para el Escenario de Crecimiento de la Demanda Conservador incluye un incremento de 2 573 MW hasta el año 2015. Cuadro Nº 3.10.

Cuadro Nº 3.10

El Plan de Expansión de la Transmisión para el Escenario Conservador de crecimiento de la demanda, considera hasta el 2015, un incremento de 2 114 km de líneas de transmisión, 240 MVAR de compensación reactiva y 265 MVA de capacidad de transformación. Cuadro N° 3.11.





Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 2 170 612010 Hidro CH Machu Picchu II 71 41

Hidro CH Platanal (En construcción) 220 246Hidro CH Olmos (En construcción) 120 80

2011 Hidro CH Tarucani 49 562012 Hidro CH Santa Teresa 110 722013 Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea 1 520 3262014 Hidro CH Cheves 159 147

Hidro CH Santa Rita 174 1382573 1524Total

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2006 - 2015ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR)

ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA CONSERVADOR

Tipo Proyecto



Cuadro Nº 3.11

(1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back Los indicadores de planeamiento resultantes de la expansión de la generación y transmisión del SEIN para el escenario de demanda conservador son los siguientes: Valor Presente Costo de Inversión 1 110 US$ millones Valor Presente Costo de Operación 1 284 US$ millones Valor Presente Costo Total 2 394 US$ millones Costo Incremental de Expansión 32,3 US$/MW.h 3.3.3.4 Planes de Expansión de la Generación y Transmisión Troncal- Escenario de Oferta “Con Gas en el Sur” Los planes de expansión de la generación y transmisión del SEIN para el Escenario de Oferta “Con Gas en el Sur” y Demanda Base, del PRE-2006 se presentan en los Cuadros Nº 3.12 y Nº 3.13.

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 2006 - 2015 PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓNESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR)ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA CONSERVADOR



A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

2007 Línea de Transmisión DT Chilca - San Juan 220 kV 53 km 29 340 En Ejecución



Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km 34 077

Línea Transmisión 138 kV y 66 kV San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado

225 km 20 164 Interconexión Sistema Aislado Puerto Maldonado

Línea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kV 149 km 20 027








2012 Reforzamiento de la LT Mantaro - Socabaya (Compensación en serie ó convertidor Back To Back en Cotaruse)

600 MW 85000 (1)

2014 Línea de Transmisión 220 kV Cajamarca-Caclic-Moyobamba 246 km 35 407 Interconexión sistema aislado Moyobamba - Tarapoto - Bellavista




SVC Marcona 60/-30 MVAr 830








Total 475 098

2014

2008

2010

2009

2008

2009



En generación se prevé un incremento de 3 163 MW. En el caso de transmisión, se considera un incremento de 3 168 km de líneas de transmisión, 320 MVAr de compensación reactiva y 385 MVA de ampliación de capacidad de transformación.

Cuadro N° 3.12


Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 3 (en servicio) 70 35Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 4 (en servicio) 80 35Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en servicio) 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en construcción) 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Globeleq (en construcción) 170 61

2008 Térmico-GN-Tumbes Turbogas Tumbes Zorritos 150 42Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 1 170 61Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea 2 170 61

Hidro CH Machu Picchu II 71 41Hidro CH Platanal (En construcción) 220 246Hidro CH Olmos (En construcción) 120 80Hidro CH Tarucani 49 56


Hidro CH Santa Teresa 110 72Térmico-GN-Camisea Conversión Gas Natural TV3 - Ilo 5Térmico-GN-Camisea Conversión Gas Natural TV4 - Ilo 5Térmico-GN-Camisea Conversión Gas Natural TG1 - Ilo 5Térmico-GN-Camisea Conversión Gas Natural TG2 - Ilo 5Térmico-GN-Camisea Conversión Gas Natural TV - Ilo2 (Carbón) 5

2013 Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea 1 520 326Hidro CH Cheves 159 147Hidro CH Santa Rita 174 138Hidro CH San Gabán 1 120 142Hidro CH Pucará 130 136

3163 1949

2006

2007

2010

2011

Total

2014

2012

2009

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2006 - 2015ESCENARIO DE OFERTA: BASE (CON GAS EN EL SUR)ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA MEDIO

Tipo Proyecto



Cuadro Nº 3.13

(1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 2006 - 2015 PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓNESCENARIO DE OFERTA: BASE (CON GAS EN EL SUR)ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA MEDIO



A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓNLínea de transmisión DT Chilca - San Juan 220 kV 53 km 29 340 En EjecuciónSegundo circuito Chilca - San Juan 220 kV 53 km 6 823 En Ejecución


Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km 34 077Línea Transmisión 138 kV y 66 kV San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado 225 km 20 164 Interconexión Sistema Aislado Puerto

MaldonadoLínea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kV 149 km 20 027









2011 LT Simple Circuito Vizcarra-Huallanca-Cajamarca 575 km 85 254

Circuito 500 kV Chilca - Zapallal 96 km 28 792


Doble circuito 138 kV San Gabán II - Azángaro 159 km 16 695

Circuito 220 kV Azángaro - Puno 123 km 21 260

2015 Segundo circuito 138 kV Combapata - Tintaya 101 km 10 605




SVC Marcona 60/-30 MVAr 4 000









2014 SE Azángaro 220 kV 120 MVA 3 600

Total 645 978

2007

2009

2009

2008

2014

2014

2010

2008



3.4 EXPOSICIÓN DE LOS RESULTADOS DEL PLANEAMIENTO - EVOLUCIÓN

DE LA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN TRONCAL ENTRE ZONAS DEL SEIN

3.4.1 Polos Energéticos 3.4.1.1 Sistema de Transmisión del Polo de Generación del Sur-Medio - Conexión de las Unidades de Generación a Gas Natural de Camisea al SEIN Se espera que la mayor parte de las unidades de generación a gas natural sea implementada en la zona centro, cerca de Lima Metropolitana, como gran centro de consumo del SEIN y en donde se tiene acceso al gas natural de Camisea. Las unidades se construirían antes del “city gate” de ingreso al sistema de distribución de gas natural de Lima Metropolitana, al sur de la ciudad, entre las subestaciones 220 kV de San Juan e Independencia en Ica, en locaciones lo más cercanas a Lima. Por las ventajas de menor costo de gas sin pago de peaje de distribución, y menores costos de transmisión para la evacuación hacia las subestaciones de Lima. En esa zona se localizan también proyectos hidroeléctricos, los que igualmente requieren evacuar su producción hacia Lima. Sobre la base de los requerimientos de solicitudes de autorización de plantas térmicas, y las concesiones hidroeléctricas en esa parte del SEIN, el Ministerio de Energía y Minas ha promocionado y concordado con los posibles generadores en la zona, previo estudio técnico, un esquema de transmisión marco que contemple la conexión de los posibles proyectos de generación en el SEIN, conformando un polo de generación eléctrica, en el sur-medio. Por la magnitud del potencial de generación en ese polo de generación, que podría superar los 1 500 MW, la transmisión prevista para el esquema se plantea realizar a 220 kV en una primera etapa y otra a extra alta tensión. El nivel de extra alta tensión ha sido definido para este esquema, con aislamiento mínimo para una tensión nominal de 500 kV. Para la definición del nivel de extra alta tensión, se estudiarán los aspectos técnicos y económicos de diseño determinados por las condiciones de operación especiales del SEIN (en muchos casos únicas en el mundo, como son, por un lado, las condiciones de baja precipitación pluvial y contaminación salina en la costa peruana, y, la gran altitud en partes de la sierra) y los requerimientos de armonización con futuras interconexiones internacionales. En los costos de inversión de proyectos de generación candidatos en el sur-medio se han considerado los costos proporcionales de este esquema de transmisión para cada uno de ellos. La evolución de la transmisión de la generación del sur medio para la expansión de la



generación del Escenario de Oferta Base y Escenario de Demanda Medio se presenta en los Gráficos Nº 3.19, Nº 3.20, Nº 3.21 y Nº 3.22, correspondientes a los años 2006, 2007, 2009, 2011/2013, respectivamente.

Gráfico Nº 3.19

INDEPENDENCIA 220KV

SAN JUAN 220KV

L-2208A 150MV

L-2090A 150MW

SANTA ROSA 220KV

170 MW

CHILCA 220KV

C.TCHILCA

ENERSUR

SISTEMA DE TRANSMISIÓN CHILCA – LIMA - 2006



Gráfico Nº 3.20

Gráfico Nº 3.21

INDEPENDENCIA 220KVSAN JUAN 220KV

L-2093 repotenciada2x180MVASANTA ROSA 220KV

170 MW 170 MW

CHILCA 220KV

170 MWENERSUR ENERSUR GLOBELEQ

L-2094 350MVA

L-2095 350MVA

ZAPALLAL 220KV

350MVA

350MVA

2x 170 MWPLANICIE 220KV

350MVA

350MVA

SISTEMA DE TRANSMISIÓN CHILCA – LIMA - 2009

SISTEMA DE TRANSMISIÓN CHILCA – LIMA AÑO - 2007

INDEPENDENCIA 220KV

SAN JUAN 220KV

L-2093 repotenciada a 2x180 MVA

L-207 Línea antigua

SANTA ROSA 220KV

GLOBELEQ

170 MW

CHILCA 220KV

L-2094 350 MVA

L-2094 350 MVA

ENERSUR

2x170 MW

SISTEMA DE TRANSMISIÓN CHILCA – LIMA AÑO - 2007

INDEPENDENCIA 220KV

SAN JUAN 220KV



SANTA ROSA 220KV

GLOBELEQ

170 MW

CHILCA 220KV

L-2094 350 MVA

L-2094 350 MVA

ENERSUR

2x170 MW

INDEPENDENCIA 220KV

SAN JUAN 220KV



SANTA ROSA 220KV

GLOBELEQ

170 MW

CHILCA 220KV

L-2094 350 MVA

L-2094 350 MVA

ENERSUR

2x170 MW



Gráfico Nº 3.22

3.4.1.2 Sistema de Transmisión del Polo Energético Machu Picchu El enlace de conexión de la C.H. Machu Picchu al SEIN se realiza mediante un sistema de transmisión a 138 kV que llega a la subestación Tintaya, y se encuentra muy limitada en capacidad y confiabilidad. Conjuntamente con la implementación del proyecto C.H. Machu Picchu – Segunda Etapa, en actual ejecución, se implementará el enlace 220 kV Cotaruse – Machu Picchu por la que se conectará todo el complejo. Sin embargo, debido a que el actual enlace Mantaro – Cotaruse – Socabaya, en el corto a mediano plazo, tiende a congestionarse, la evacuación de mayor generación eléctrica de la zona de Machu Picchu al SEIN por el nuevo enlace no podrá ser realizada, para aprovechamiento del sur, sino que el flujo de potencia aliviaría la congestión del tramo Mantaro – Cotaruse, como se indica en el Gráfico Nº 3.23. Por lo tanto para permitir la evacuación plena del Polo Energético Machu Picchu para que sea aprovechado en el sur, se requiere la implementación del enlace Cotaruse – Machu Picchu, en una primera etapa y reforzar el enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya, como se presenta en el Gráfico Nº 3.24. El enlace Cotaruse – Machu Picchu podrá ser de doble circuito, implementándose en una primera etapa un solo circuito.

INDEPENDENCIA 220KVSAN JUAN 220KV

L-2093 repotenciada2x180MVASANTA ROSA 220KV

170 MW 170 MW

CHILCA 220KV

170 MWENERSUR ENERSUR GLOBELEQ

L-2094 350MVA

L-2095 350MVA

ZAPALLAL 220KV

350MVA

350MVA

2x 170 MW

ZAPALLAL 500KV

520 MW

SISTEMA DE TRANSMISIÓN CHILCA – LIMA – 2013 ESCENARIO BASE

(2011 OPTIMISTA / 2013 CONSERVADOR)



Gráfico Nº 3.23

Sistema de Transmisión Centro Sur Sin Reforzamiento y Conexión del Polo Energético Machu Picchu

Gráfico Nº 3.24

Sistema de Transmisión Centro Sur Con Reforzamiento y Conexión del Polo Energético Machupichu

Mantaro Cotaruse Socabaya

Machu Picchu IISanta Teresa

Capacidad 180 MW

Capacidad 250 MWCapacidad 250 MW

110 MW 70 MW

Otras Centrales

(Futuro)

Congestión

Congestión

Mantaro CotaruseNorte SocabayaCotaruse

Sur

Machu Picchu IISanta Teresa

Capacidad 180 MW

110 MW 70 MW

Otras Centrales

(Futuro)

Capacidad 600 MW Capacidad 600 MW

Convertidor o Compensador (1)

(1) Estación Convertidora CA/CC/CA "back-to-back" o Compensación Serie FACTS en S.E. Cotaruse



3.4.1.3 Sistema de Transmisión del Polo Energético Mantaro El Polo Energético Mantaro, actualmente tiene un sistema de transmisión cuya principal función es la entrega de la producción de la central a la zona de la costa central, a través de 7 enlaces de transmisión, con lo que se logra una alta confiabilidad. Sin embargo con la aparición del Polo Energético del Sur Medio, que por su cercanía se convertirá en la fuente de generación más importante de Lima, la generación del Mantaro estará más dirigida hacia el Sur y hacia el Norte del SEIN, descargando las líneas del Mantaro a la costa central hacia el oeste. Debido a esta reconfiguración del sistema, la zona centro del SEIN se robustece aún más, debido a que la zona tendrá alta redundancia de transmisión y con alta generación local. 3.4.2 Interconexión Centro – Sur El enlace de interconexión centro – sur (Mantaro-Cotaruse-Socabaya) de más de 600 km de longitud, consta de 2 circuitos a 220 kV de 300 MW de capacidad total de diseño, bajo criterio de confiabilidad de redundancia plena, pero que sin embargo las líneas tienen una capacidad potencial de transmisión hasta 600 MW con un criterio de confiabilidad menor, dado que la capacidad de los circuitos son de 300 MW cada una, limitada por la compensación capacitiva serie y estabilidad del sistema (la capacidad actual limitada por estabilidad es de 246 MW). Dado el reciente alto crecimiento de la demanda en el sur, por la puesta en servicio de proyectos mineros importantes, sin la puesta en servicio de nueva oferta de generación en esa zona, el flujo de potencia por la línea de centro a sur se está acercando a los límites de su actual capacidad, pudiendo congestionarse entre el corto a mediano plazo. Los flujos de potencia esperados por el enlace centro - sur si es que se ampliara su capacidad al máximo potencial (600 MW) y bajo la expansión de la generación para los escenarios de demanda medio, optimista y conservador se muestran en los Gráficos Nº 3.25, Nº 3.26 y Nº 3.27 respectivamente.



Gráfico 3.25

Gráfico 3.26

Gráfico 3.27

Flujo Potencia Enlace Cotaruse-SocabayaEscenario de Demanda Optimista - Incremento de Capacidad el 2010

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW

PUNTA MEDIA BASE CAPACIDAD

Flujo Potencia Enlace Cotaruse-SocabayaEscenario de Demanda Conservador - Incremento de Capacidad el 2012

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

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CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW


Flujo Potencia Enlace Cotaruse-SocabayaEscenario de Demanda Medio - Incremento de Capacidad el 2012

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0 E

NE

ABR

J

UL

OC

T E

NE

ABR

J

UL

OC

T E

NE

ABR

J

UL

OC

T E

NE

ABR

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NE

ABR

J

UL

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NE

ABR

J

UL

OC

T E

NE

ABR

J

UL

OC

T

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW




Como se observa los flujos de potencia para los escenarios medio y conservador tienden a mantenerse entre 300 y 400 MW en todo el horizonte de estudio, mientras que para el escenario optimista alcanzan a lo 500 MW. Acorde al enfoque de planificación expuesto en la sección 3.1.1, el enlace troncal centro - sur se refuerza en tres fases; la primera, aprovechando la actual infraestructura de líneas de transmisión a 220 kV, y la segunda y tercera, a extra alta tensión, cuando el requerimiento de intercambio centro – sur sea mayor, en el largo plazo. Estas fases se muestran en los Gráficos Nº 3.28, Nº 3.29, Nº 3.30 y N°3.31, y son expuestas en los numerales siguientes. En la primera fase se prevé el reforzamiento del enlace existente a 220 kV; la segunda, el refuerzo de ese enlace a extra alta tensión, primero con una sola terna, teniendo como respaldo el enlace existente reforzado a capacidades cercanas a su potencial de transmisión de líneas existentes.



Gráfico Nº 3.28

Enlace Centro – Sur – Sistema Existente

Gráfico Nº 3.29

Reforzamiento Centro – Sur – Primera Fase 220 kV- Aprovechamiento de Capacidad Potencial de Líneas Existentes

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

MachuPicchu


N-1

N-1

N-1

1190 MW

2x125 MW

2x60 MW2x350 MW

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

MachuPicchu


N-1

RME

N-1

1190 MW

2x300 MW

2x60 MW4x350 MW

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión



Gráfico Nº 3.30

Reforzamiento Centro – Sur – Segunda Fase – Extra Alta Tensión 1 Circuito

Gráfico Nº 31

Reforzamiento Centro – Sur – Tercera Fase - Extra Alta Tensión 2 Circuitos

El reforzamiento de la primera fase, como se prevé en el presente plan, tiene por objeto, además de incrementar la capacidad de transmisión entre el Centro y el Sur, aprovechando la capacidad de transmisión de las líneas existentes, el de implementar un dispositivo de control de potencia, de manera que para la segunda fase, se pueda operar en paralelo las líneas a 220 kV con la línea de simple circuito en Extra Alta Tensión, ya que de lo contrario, la distribución de potencia entre estos enlaces estaría

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

MachuPicchu


N-1

N-1

N-1

1190 MW

2x300 MW

900 MW

2x60 MW4x350 MW

900 MW

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

Zona Centro

SEIN

Zona Sur

SEIN

Polo Energético

Mantaro

Polo Energético

MachuPicchu


N-1

N-1

N-1

N-1

2x900 MW

2x900 MW

1190 MW

2x60 MW4x350 MW

2x300 MW

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión



fuertemente desbalanceada, cargándose más el enlace 220 kV con respecto a la de extra alta tensión, en una relación del orden de 30% a 70%, no pudiendo aprovecharse la capacidad adicional del refuerzo en Extra Alta Tensión, tal como se muestra en el Gráfico Nº 3.32. Adicionalmente la configuración que se propone, tiene la ventaja que al poner en paralelo los enlaces a 220 kV y Extra Alta Tensión, en la segunda fase, los enlaces de 220 kV pueden respaldar al enlace Extra Alta Tensión, para incrementar la confiabilidad de redundancia plena hasta la máxima capacidad del enlace 220 kV, recuperando entonces la confiabilidad bajo criterio “N-1”, sin necesidad de implementar un segundo circuito en Extra Alta Tensión con todo el costo que involucra.

Gráfico Nº 3.32

Distribución de Flujos Sin y Con Equipamiento de Control de Flujo (Estación “back-to-back” o Compensador Serie Controlado por Tiristores)

Las máximas capacidades de transmisión, costos de inversión y tiempo de puesta en servicio, de las opciones de refuerzo centro – sur se resume en el Cuadro Nº 3.14. La relativa poca diferencia de costos de inversión entre la opción del nuevo enlace a 220 kV con el de extra alta tensión, un 40% de diferencia, se debe a que la opción a 220 kV, es similar al actual enlace Mantaro – Cotaruse - Socabaya y consta de dos circuitos, con compensación capacitiva serie del 50% de la impedancia de línea, en una ruta de gran altitud; mientras que la opción a Extra Alta Tensión es de simple circuito, sin compensación capacitiva serie, y en la mayor parte de la ruta a baja altitud, por la costa.

Mantaro

Cotaruse

Socabaya

Zona Centro

SEIN

Chilca

Zona Sur

SEIN

“Enlace Extra Alta Tensión”

30% 70%

Mantaro

Cotaruse

Socabaya

Zona Centro

SEIN

Chilca

Zona Sur

SEIN

“Enlace Extra Alta Tensión”

A% 0 a 600 MW

“FlujoControlado”

“Flujo No Controlado”



Cuadro Nº 3.14

Se observa que en el Escenario de Demanda Optimista el flujo Centro – Sur supera los 500 MW, en los años finales del horizonte de estudio. Por lo que en el caso que en la primera fase, el reforzamiento se realice con un nuevo enlace a 220 kV, el sistema se encontraría al límite de su capacidad y el sistema exigiría por esos años un nuevo reforzamiento a Extra Alta Tensión, teniendo las limitaciones de puesta en paralelo, antes mencionadas. Por otro lado los costos del reforzamiento en la primera y segunda fases, bajo este esquema de nuevo enlace a 220 kV, ascendería a unos US $ 475 millones, mientras que bajo el esquema de mayor aprovechamiento de las instalaciones existentes este monto alcanzaría como máximo de 355 US $ millones, la diferencia es relativamente mayor en términos comparativos de valores presentes de costos. 3.4.2.1 Primera Fase – Aprovechamiento de la Capacidad de Transmisión Existente Para el reforzamiento del enlace Centro-Sur, se plantea, una primera fase de reforzamiento de bajo costo de inversión y de rápida implementación, el incremento de capacidad de transmisión, aprovechando parte o todo el potencial existente del actual enlace, desde su capacidad nominal actual de 300 MW, a un nivel, a determinar, hasta un máximo de 600 MW, que es la capacidad potencial máxima de las líneas de transmisión existentes. Los costos de inversión de esta etapa se han estimado estarían por debajo del 40% de los de un nuevo enlace de transmisión a 220 kV. Para definir el nivel de transmisión de potencia para este primer reforzamiento, se debe conocer previamente toda la gama de niveles de capacidad de transmisión, las configuraciones, tecnologías y los costos de inversión que estos incrementos de capacidad conllevan. Para este estudio, en principio, se puede identificar entre otras las siguientes opciones de reforzamiento, que pueden incrementar la capacidad de transmisión del enlace Centro – Sur, en diversos grados y a diferentes costos (de menor a mayor) sin adicionar líneas de transmisión:

Opción Monto de Inversión Tiempo de EjecuciónIncremento de Capacidad conLíneas Existentes (hasta 600 MW) 15 a 80 millones US$. Menos de 2 años

Nuevo enlace 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya (500 MW) 600km - 2 circuitos

200 millones US$ 3 años

Nuevo enlace Extra Alta Tensión(900 MW) 930 km-1 circuito 275 millones US$ 4 años



a) Opción 1: Incremento de la capacidad de regulación de compensación reactiva en el Sur, para mejora de la estabilidad de tensión actual en la zona. Equipamiento: Compensación reactiva SVC + Condensadores en Barras relevantes del Sur.

b) Opción 2: Incremento de la capacidad de transmisión de la compensación serie de 300 MW actual a una mayor potencia de transmisión. Equipamiento: Compensación Capacitiva Serie Adicional para transmisión de 300 MW por circuito (manteniendo el 50% de compensación serie actual).

c) Opción 3: A la opción anterior se puede adicionar una unidad de compensación serie controlado por tiristores, para mejorar la estabilidad dinámica y transitoria (Tecnología FACTS). Equipamiento: Adición de compensación capacitiva serie a más de 50% de la impedancia de las líneas, y unidades compensación serie para control de flujo controlado por tiristores.

d) Opción 4: Convertidor “back-to-back” convertidor de CA/CC/CA que aísla dinámicamente los sistemas, mejorando la utilización plena del enlace. Equipamiento: Estación convertidora bipolar configuración “back-to-back”, con elementos de tiristores o transistores, a definirse, con compensación reactiva.

Los costos de inversión de esta gama de opciones estarían entre 15 y 80 millones de US$, y el incremento de capacidades de entre 50 MW a 600 MW. De manera conservadora se ha considerado el máximo valor estimado como monto de inversión de esta primera fase de reforzamiento, estableciéndose la capacidad y monto de inversión final luego del estudio técnico especializado a realizar. La definición de toda la gama de niveles de capacidad de transmisión, las configuraciones y tecnologías para este primer reforzamiento de transmisión será realizado en un estudio técnico especializado convocado por el MINEM. Sobre la base de los resultados de este estudio se incrementará la capacidad de transmisión del enlace Centro – Sur utilizando la infraestructura de líneas de transmisión existente. En cuanto a la confiabilidad, el diseño actual del enlace permite una redundancia plena, o satisfaciendo el criterio de confiabilidad “N-1” que es el máximo nivel esperado. Sin embargo al incrementar la capacidad del enlace aprovechando el potencial de las líneas existentes, la confiabilidad se reduce al nivel del criterio de “Recierre Monofásico Exitoso”, y el impacto que la pérdida del enlace tendría en el sistema sur, dependerá de la potencia que transporta. Es decir, si se transmite 500 MW por el enlace, el impacto de la pérdida de una línea será de 200 MW, y para un flujo de 400 MW el impacto sería de 100 MW. Dado que el refuerzo de esta primera fase será de duración limitada, la reducción de la confiabilidad ofrecida en este período es aceptable, y estaría en similar nivel a la mayoría de los enlaces troncales existentes. Los costos de inversión y tiempos de ejecución, de esta primera fase, de reforzamiento utilizando la capacidad existente de las líneas, en comparación con las opciones de nuevos enlaces a 220 kV o Extra Alta Tensión, se indican en el Cuadro Nº 3.14



Por lo anterior, los menores costos de inversión y de tiempo de maduración, y posterior uso de enlace de respaldo a un enlace de Extra Alta Tensión sustentan la primera fase de reforzamiento del enlace Centro – Sur. Acorde al plan óptimo el reforzamiento del enlace es requerido con la entrada de la C.H. Santa Teresa, por razones de congestión en el tramo Cotaruse – Socabaya, y porque la entrada de esta central sustenta su viabilidad económica de “mínimo costo” Sin embargo, si se vislumbra el retraso de uno o varios proyectos de generación, dado que éste retraso originará un alza de costos marginales, y en consecuencia de precios, que afectan a los agentes consumidores, se podría adelantar la primera fase del refuerzo, y es en esta parte también importante los tiempos de implementación de las opciones de refuerzo. 3.4.2.2 Segunda Fase – Extra Alta Tensión – 1 Circuito Una vez que se cuente con un refuerzo a 220 kV entre el Centro y Sur, con equipamiento de control de potencia, se puede reforzar éste enlace con un enlace a Extra Alta Tensión entre Chilca y Socabaya, cuando el nivel de carga lo requiera acorde a la evolución de la demanda y la oferta. De los escenarios analizados, y poniendo bajo criterio de confiabilidad que no se rechace más de 200 MW por pérdida total de un circuito de 220 kV entre el Centro y el Sur, el enlace de Extra Alta Tensión Chilca – Socabaya sería requerido a lo más para el año 2014. El equipamiento del enlace Chilca – Socabaya, comprende un circuito de 930 km a Extra Alta Tensión, con una subestación intermedia para compensación reactiva inductiva. 3.4.2.3 Tercera Fase – Extra Alta Tensión – 2 Circuitos La tercera fase, o un segundo refuerzo a Extra Alta Tensión entre Chilca y Socabaya se implementa cuando los flujos de potencia totales superen a la capacidad del enlace 220 kV, de manera que el segundo circuito a Extra Alta Tensión mantenga la capacidad y confiabilidad bajo criterio “N-1”. Una vez que se cuente con un refuerzo a 220 kV entre el Centro y Sur, con equipamiento de control de potencia, se puede reforzar este enlace con un enlace a extra alta tensión entre Chilca y Socabaya, cuando el nivel de carga lo requiera acorde a la evolución de la demanda y la oferta. Esta tercera fase de refuerzo se daría, para todos los escenarios, fuera del horizonte del presente plan. 3.4.3 Interconexión Centro – Norte Medio - Norte Los enlaces de interconexión existentes entre el Centro – Norte Medio y Norte, son débiles ya que constan de solo un circuito a 220 kV. Sin embargo, se está ya ejecutando una primera etapa de refuerzo entre el Centro y Norte Medio, con un



segundo circuito de la línea Lima-Paramonga-Chimbote. La definición de la expansión futura de los enlaces de interconexión en el eje Centro – Norte Medio – Norte, depende fuertemente de tres factores: • El crecimiento de la demanda minera en el Norte Medio y Norte, principalmente en

la zona de Cajamarca. • La evolución de los proyectos de generación en las zonas, principalmente la

generación a gas natural en Tumbes (Zorritos). • La interconexión Perú – Ecuador. Bajo la visión de planificación expuesto en el numeral 3.3.1, la evolución de la transmisión troncal entre el Centro – Norte Medio y Norte se plantea en cuatro fases, la primera el refuerzo en actual ejecución, la segunda con refuerzo de líneas a 220 kV, la tercera con refuerzo de un circuito a Extra Alta Tensión, y la cuarta con dos circuitos a Extra Alta Tensión. Estas fases se presentan esquemáticamente en los Gráficos Nº 3.32, Nº 3.33, Nº 3.34, Nº 3.35 y Nº 3.36

Gráfico N° 3.32 Sistema Existente

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Polo Energético

Mantaro


N-1

RME

RME

RME

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

170 MW

1190 MW

2x170 MW



Gráfico N° 3.33 Refuerzo – Primera Fase – En Actual Ejecución

Gráfico N° 3.34 Refuerzo – Segunda – Fase – Enlaces a 220 kV

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Polo Energético

Mantaro


RME

N-1

RME

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

3x170 MW

1190 MW

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Polo Energético

Mantaro


N-1

RME

RME

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

170 MW

2x170 MW

1190 MW



Gráfico N° 3.35

Refuerzo – Tercera Fase – Extra Alta Tensión – 1 circuito

Gráfico N° 3.36 Refuerzo – Cuarta Fase – Extra Alta Tensión – 2 circuitos

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Polo Energético

Mantaro


N-1

RME

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

3x170 MW

1190 MW

900 MW

900 MW

RME

170 MW

Zona Norte

SEIN

Zona Norte Medio

SEIN

Zona Centro

SEIN

Polo Energético

Mantaro


N-1

N-1

N-1

N-1

Confiabilidad:


N-1:

RME

N-1


Extra Alta Tensión

2x170 MW

2x900 MW

2x900 MW

3x170 MW

2x900 MW

1190 MW



3.4.3.1 Análisis de Expansión de la Transmisión Centro – Norte Medio – Norte – Escenario de Demanda Medio Con la expansión de la generación óptima obtenida en la Etapa 1 de la Metodología para la Formulación de Planes de Expansión de la Generación y Transmisión, y el sistema de transmisión con los refuerzos que se están ejecutando (Segundo circuito Lima – Chimbote), en el eje Centro – Norte Medio – Norte, mostrado esquemáticamente en el Gráfico Nº 3.37, no se originan congestiones importantes para los escenarios Conservador y Medio, como se indica en el Gráfico Nº 3.38, para el Escenario Medio.

Gráfico Nº 3.37 Sistema Centro – Norte Medio – Norte – Solo con Reforzamientos en Ejecución

Gráfico Nº 3.38 Costos Marginales – Escenario Medio -

Costo Marginal Promedio - Caso BaseEscenario de Demanda Medio

Plan de Expansión Óptimo - Etapa 1 - Modificado

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

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CT

EN

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CT

EN

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CT

EN

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CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h

Chimbote Sta Rosa Socabaya

Tumbes

A Ecuador

Talara ChiclayoPiura Trujillo Chimbote Paramonga Lima

Pachachaca

Vizcarra

CajamarcaCarhuaqueroHuallanca

Olmos Sta. Rita Cheves



Sin embargo, bajo la condición de exportación a Ecuador se presentan congestiones importantes en los enlaces Centro – Norte Medio, en los últimos años del horizonte de estudio, como se presenta en el Gráfico Nº 3.39

Gráfico Nº 3.39

Costos Marginales – Escenario Medio – Exportación a Ecuador

Estas congestiones llevan a que se refuerce el enlace Centro – Norte Medio, con el enlace de simple circuito 220 kV Vizcarra - Huallanca – Cajamarca y Cajamarca – Carhuaquero, como se muestra en el Gráfico Nº 3.40.

Gráfico Nº 3.40

Sistema Centro – Norte Medio – Norte – Con Reforzamiento Vizcarra – Huallanca – Cajamarca – Carhuaquero

Con el refuerzo propuesto los costos marginales resultan como se presenta en el Gráfico Nº 3.41.


Plan de Expansión Óptimo - Etapa 1 - Modificado y Exportación a Ecuador

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0110,0120,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

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CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

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CT

EN

E A

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CT

EN

E A

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CT

EN

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CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h

Chimbote Sta Rosa Socabaya Trujillo

Tumbes

A Ecuador


Pachachaca

Vizcarra

CajamarcaCarhuaquero Huallanca


Refuerzopor la Sierra



Gráfico Nº 3.41 Costos Marginales – Escenario Medio – Exportación a Ecuador-Con Refuerzo

Vizcarra – Huallanca-Cajamarca-Carhuquero

3.4.3.2 Análisis de Expansión de la Transmisión Centro – Norte Medio – Norte – Escenario de Demanda Optimista De manera similar que para el escenario de demanda optimista, los costos marginales sin refuerzos de transmisión troncal en el eje Centro-Norte Medio-Norte, exceptuando los que se encuentran ya en ejecución se presenta en el Gráfico Nº 3.42 donde se observa congestión en la línea Trujillo – Cajamarca a partir del 2011.

Gráfico Nº 3.42

Costo Marginal Promedio - Caso BaseEscenario de Demanda Medio - Plan de Expansión Óptimo - Etapa 1 -

Modificado, con Refuerzo por la Sierra y Exportación a Ecuador

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

EN

E A

BR

J

UL

OC

T E

NE

AB

R

JU

L O

CT

EN

E A

BR

J

UL

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CT

EN

E A

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CT

EN

E A

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NE

AB

R

JU

L O

CT

EN

E A

BR

J

UL

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T E

NE

AB

R

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h


Análisis de Transmisión Zona Norte Medio - Norte Costo Marginal Promedio - Sin Exportación a Ecuador

Escenario de Demanda Optimista - Sin Refuerzos

0,030,060,090,0

120,0150,0180,0210,0240,0270,0

ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$/

MW

h

Chimbote Sta Rosa Cajamarca Trujillo Piura



Dado que el enlace es de carga, la congestión origina energía no servida. Para aliviar la congestión, se incluye el enlace Cajamarca – Carhuaquero como refuerzo de esa zona, como se muestra en el diagrama del Gráfico Nº 3.43, y los costos marginales bajo esta nueva configuración, en el Gráfico Nº 3.44, donde se observa congestiones en los enlaces troncales Centro – Norte Medio.

Gráfico Nº 3.43

Gráfico Nº 3.44

Reforzando el enlace Centro – Norte Medio, con el enlace Vizcarra – Huallanca – Cajamarca con simple circuito, mostrado esquemáticamente en el Gráfico Nº 3.45, los costos marginales resultan como se indica en el Gráfico Nº 3.46.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN CENTRO – NORTE MEDIO

SIN REFORZAMIENTO DE TRANSMISIÓN Y SIN INTERCONEXIÓN A ECUADOR

Primer Refuerzo – Carhuaquero – Cajamarca Año 2011

Tumbes

A Ecuador


Pachachaca

Vizcarra



Refuerzo

Análisis de Transmisión Zona Norte Medio - Norte Costo Marginal Promedio - Sin Exportación a Ecuador

Escenario de Demanda Optimista - Con Refuerzo Cajamarca-Carhuaquero

0,030,060,090,0

120,0150,0180,0210,0240,0270,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

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CT

EN

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EN

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EN

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CT

EN

E A

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CT

EN

E A

BR

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CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h

Chimbote Sta Rosa Cajamarca Trujillo Piura



Gráfico Nº 3.45

Gráfico Nº 3.46

Con la inclusión de un segundo circuito, para el enlace Vizcarra – Huallanca – Cajamarca, los costos marginales del sistema resultan como los indicados en el Gráfico Nº 3.47.


CON REFORZAMIENTO DE TRANSMISIÓN Y SIN INTERCONEXIÓN A ECUADOR

Segundo Refuerzo: Enlace Vizcarra – Huallanca – Cajamarca

Tumbes

A Ecuador


Pachachaca

Vizcarra



Refuerzo

Análisis de Transmisión Zona Norte - Costo Mg Promedio Escenario Demanda Optimista - Con Refuerzo Troncal de la Sierra en 2012

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0

EN

E A

BR

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L O

CT

EN

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CT

EN

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EN

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CT

EN

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CT

EN

E A

BR

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$/

MW

h

Chimbote Sta Rosa Trujillo Cajamarca Piura



Gráfico Nº 3.47

Si para este sistema se considera la exportación a Ecuador, se presentan nuevamente congestiones en los enlaces Centro – Norte Medio. Como lo expresan los altos costos marginales del Gráfico Nº 3.48.

Gráfico Nº 3.48

Los altos costos marginales que se observan indican la precariedad del sistema reforzado, por la alta demanda de la zona Norte Medio, sobretodo en Cajamarca. Es por eso que se plantea el siguiente nivel de refuerzo, acorde a lo señalado en el enfoque de planificación expuesto en el numeral 3.1.1, con un enlace Centro – Norte Medio, a extra alta tensión, como se muestra en el diagrama del Gráfico Nº 3.49, con cuyo refuerzo se logra obtener los costos marginales del Gráfico Nº 3.50

Análisis de Transmisión Zona Norte Medio - NorteEscenario de Demanda Optimista - Con Refuerzo por la Sierra 2 Ternas en

el 2012 y Sin Exportación a Ecuador

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h


Análisis de Transmisión Zona Norte Medio - NorteEscenario de Demanda Optimista - Con Refuerzo por la Sierra 2 Ternas en el 2012 y

Exportación a Ecuador

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

EN

E

AB

R

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h




Gráfico Nº 3.49

Gráfico Nº 3.50


SIN REFORZAMIENTO DE TRANSMISIÓN Y CON INTERCONEXIÓN A ECUADOR

Vizcarra – Huallanca – Cajamarca 2 T y Enlace EAT Lima – Cajamarca Año 2013

Tumbes

A Ecuador

Talara ChiclayoPiura Trujillo Chimbote Paramonga

Lima

Pachachaca

Vizcarra



Refuerzo

Año 2012

Refuerzo Extra Alta Tensión –Año 2013 Chilca

Análisis de Transmisión Zona Norte Medio - NorteEscenario de Demanda Optimista - Con Refuerzo por la Sierra 2 Ternas (2012)

Extra Alta Tensión a Cajamarca (2013) y Exportación a Ecuador

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h




3.4.4 Expansión de la Generación y Transmisión Troncal – Gasoductos Regionales - Escenario de Oferta con Gas Natural en el Sur a partir del 2012. La disponibilidad de gas natural en el Sur a partir del 2012, hace que la generación térmica existente en la zona costera del Sur del SEIN, se convierta a gas natural, pero dado los mayores costos del gas en esa zona con respecto al del Centro, éstas pasarían a la reserva del sistema, además éstas y nuevas plantas a gas no serán competitivas frente a las similares del Centro, inclusive bajo configuración de ciclo combinado. Si es que el enlace Centro – Sur no se refuerza, ésta igualmente se congestionaría y por tanto se tendría en el Sur costos marginales un poco más altos que en el Centro, pero no a los altos niveles que se presentan cuando, como es el caso actual, solo se tienen unidades térmicas a petróleo en la zona. Si el refuerzo del enlace Centro – Sur se implementa, los precios serán comparables con las del Centro, y la competencia de los proyectos de generación en la zona sería plena con las unidades de generación del Centro. La utilización del gas natural en el Sur para generación eléctrica debe llevar a igualdad de precios comparativos de ese energético con los del Centro, para de esta manera conformar una base de generación térmica a gas en el Sur. Como resultado del planeamiento en esta parte, la expansión de la generación solo contempla la conversión de las plantas térmicas existentes de petróleo a gas natural. Todo el resto de la expansión de la generación en el sur es en base a centrales hidroeléctricas.



3.5. BALANCES OFERTA - DEMANDA Los balances oferta – demanda de los planes de expansión para el Escenario de Oferta Base y los Escenarios de Demanda Base, Optimista y Conservador, se presentan en los Gráficos Nº 3.51, Nº 3.52 y Nº 3.53.

Gráfico N° 3.51 ESCENARIO BASE Y DEMANDA BASE BALANCE OFERTA – DEMANDA SEIN

Gráfico N° 3.52

ESCENARIO BASE Y DEMANDA OPTIMISTA BALANCE OFERTA – DEMANDA SEIN

24,7%28,8%

32,9%A31,5%V

37,1%R37,8%E

35,5%S33,7%

E38,1%

R34,8%

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Año

MW

HÍdrico existente Térmico Existente Hidro Nueva Térmico Nuevo Demanda

TGN1 Chilca 170MW

TV Ventanilla 150MW

TGN2 Chilca

170MW

TGN1 Globelec 170MW

TGN Camisea

2x170MW

Platanal 220MW

Machupicchu Picchu 71MW

Olmos 1120MW

Tarucani 49MW

TGN Camisea

2x170MW

Pucará130MW

Santa Teresa 110MW

Escenario Base - DemandaAño Energía (GWh) Potencia (MW)2006 24 751 3 6292015 43 744 6 199Tasa 6.53% 6.13%

CicloCombinado Camisea520MW

Cheves 158MW

Sta Rita 174MW

Gaban1 120MW

TGN Norte

150MW

R34,8%

E37,6%

S32,6%

E35,7%

R41,6%

V36,4%

A24,9%

26,1%25,1%

22,5%

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Año

MW


TGN Norte

150MW

TGN2 Chilca 170MW

TGN1 Globelec 170MW

TGN Camisea

3x170MW

Platanal 220MW

Machupicchu 71MW

Olmos 1 120MW

TGN Camisea2x170MW

Santa Teresa110MW

Tarucani 49MW

TGN Camisea

2x170MW

Cheves 159MWSta Rita 174MW

Escenario Optimista - DemandaAño Energía (GWh) Potencia (MW)2006 24 751 3 6292015 47 064 6 656Tasa 7.40% 6.97%

CicloCombinado Camisea 520MW

TGN1 Chilca 170MW

TV Ventanilla150MW

La Virgen 58MW

Quitaracsa 112MW



Gráfico N° 3.53

ESCENARIO BASE Y DEMANDA CONSERVADOR

BALANCE OFERTA – DEMANDA SEIN

3.6 COSTOS MARGINALES Los costos marginales determinados por la expansión de la generación para el Escenario de Oferta Base y Escenarios de Demanda Medio, Optimista y Conservador se presentan en los Gráficos Nº 3.54, Nº 3.55 y Nº 3.56. En los gráficos se muestran los costos marginales asociados a cada zona del SEIN analizada, correspondiendo la Barra Trujillo, Chimbote, Santa Rosa, y Socabaya.

Gráfico N° 3.54


0

10

20

30

40

50

60

70

ENE 2006

OCT JUL ABR ENE 2009



OCT

US$

/MW

h


R34,8%

E38,3%

S35,7%

E37,8%

R40,4%

V34,2%

A30,2%

33,6%32,6%

24,8%

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Año

MW


TGN Norte

150MW

TGN 1 Chica 170MW

TV Ventanilla 150MW

TGN 2 Chilca 170MW

TGN1 Globelec 170MW

Platanal 220MW

Machpicchu 71MW

Olmos 1 120MW

Tarucani 49MW

Cheves 159MW

Santa Rita 178MW

Santa Teresa 110MW

Escenario Conservador - DemandaAño Energía (GWh) Potencia (MW)2006 24 751 3 6292015 39 762 5 725Tasa 5.41% 5.20%

Ciclo Combinado

520MW

TGN Camisea

2x170MW



Gráfico N° 3.55

Gráfico N° 3.56

Los costos marginales determinados por la expansión de la generación para el Escenario de Oferta “Con Gas en el Sur” y el Escenario de Demanda Medio se presentan en el Gráfico Nº 3.57.

Costo Marginal PromedioEscenario de Demanda Optimista con

Plan de Expansión de la Generación y Transmisión

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

EN

E A

BR

JU

L O

CT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h


Costo Marginal PromedioEscenario de Demanda Conservador con

Plan de Expansión de la Generación y Transmisión

0

10

20

30

40

50

60

70

ENE 2006




OCT

US$

/MW

h




Gráfico N° 3.57

La evolución de los costos marginales en el SEIN para este escenario son similares al de los del Escenario de Oferta Base “Sin Gas en el Sur” y Escenario de Demanda Medio, del Gráfico Nº 3.57. 3.7 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE ENERGÉTICO En los Gráficos Nº 3.58, Nº 3.60 y Nº 3.62 se presentan la proyección de producción de energía eléctrica en el SEIN por tipo de energético, para el escenario de oferta Base (“Sin Gas en el Sur”).y escenarios de demanda medio, optimista y conservador, respectivamente. En los Gráficos Nº 3.59, Nº 3.61 y Nº 3.63 se presentan las estructuras porcentuales de la participación de la producción de energía en el SEIN, por tipo de energético, para el escenario de oferta Base y escenarios de demanda medio, optimista y conservador, respectivamente.

Costo Marginal Promedio - Caso BaseEscenario de Demanda Medio - Gas Sur

0

10

20

30

40

50

60

70

ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

US$

/MW

h




Gráfico Nº 3.58

Gráfico Nº 3.59

GENERACION ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE DEL SEIN

ESCENARIO DE DEMANDA MEDIO

05000

1000015000

20000

2500030000

35000

4000045000

50000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GW

.h

Hidro Gas Carbón Residual Diesel2

PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE EN EL SEIN


0%10%

20%

30%

40%

50%60%

70%80%

90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015




Gráfico Nº 3.60

Gráfico Nº 3.61


ESCENARIO DE DEMANDA OPTIMISTA

05000

1000015000

20000

25000

30000350004000045000

50000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GW

.h




0%10%

20%

30%

40%

50%60%

70%80%

90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015




Gráfico Nº 3.62

Gráfico Nº 3.64

3.8 CONSUMO DE GAS NATURAL El consumo de gas natural por fuente de procedencia (Camisea, Aguaytía, Talara y Zorritos-Tumbes) se presenta en los Gráficos Nº 3.65, N° 3.66 y N° 3.67 (en miles de millones de m3/día) para los escenarios de demanda medio, optimista y conservador respectivamente.


ESCENARIO DE DEMANDA CONSERVADOR

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GW

.h




0%

10%20%

30%40%

50%

60%70%

80%90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015




Gráfico Nº 3.65

Gráfico Nº 3.66

PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL DEL SEIN


0

2000

4000

6000

8000

10000

Mile

s m

3/dí

a

Camisea Talara Aguaytía Norte

Norte 0 0 0 509 294 309 382 533 659 684

Aguaytía 787 522 590 173 217 137 172 169 332 471

Talara 380 271 286 20 4 8 7 1 71 150

Camisea 1587 2931 3570 4228 3892 5021 5714 6694 7384 7703

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



0

2000

4000

6000

8000

10000

Mile

s de

m3/

día


Norte 0 0 0 482 371 612 814 825 825 825

Aguaytía 796 541 603 167 235 25 157 148 57 61

Talara 382 275 298 21 17 102 326 574 575 573

Camisea 1594 2955 3620 4713 5723 6196 7706 7426 7350 7835

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



Gráfico Nº 3.67

El consumo total de gas natural en el período 2005 – 2014, para los escenarios medio, optimista y conservador; expresado en millones de m3 y millones de pie3, se presenta en el Cuadro Nº 3.16

Cuadro Nº 3.16

3.9 EMISIONES La estimación de emisiones, en toneladas por año, producidas por las centrales de generación térmicas para los escenarios de demanda Medio, Optimista y Conservador, se presentan en los Gráficos Nº 3.66, Nº 3.67 y Nº 3.68, por contaminante CO2, NOx y CO respectivamente. Asimismo esto valores de emisiones se presentan en los Cuadros Nº 3.17, Nº 3.18 y Nº 3.19 para el CO2, NOX y CO respectivamente.



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Mile

s m

3/dí

a


Norte 0 0 0 506 314 287 416 379 275 403

Aguaytía 785 507 527 113 112 145 295 142 129 315

Talara 388 277 222 12 3 3 8 7 6 26

Camisea 1584 2922 3324 3909 3591 4069 4360 5493 5240 6048

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PROYECCION DEL GAN NATURAL DEL SEINVOLUMEN DE CONSUMO DE GAS ANTURAL EN EL PERIODO 2006-2015

FuenteMillones m3 Millones pie3 Millones m3 Millones pie3 Millones m3 Millones pie3

Camisea 17784 628034 20119 710481 14797 522548Talara 437 15447 1147 40517 348 12296Aguaytia 1303 46025 1019 35981 1121 39574Norte 1230 43428 1735 61269 942 33274Total 20754 732934 24020 848248 17208 607692

Escenario Medio Escenario Optimista Escenario Conservador



Gráfico Nº 3.66

Gráfico Nº 3.67

Gráfico Nº 3.68

EMISIÓN DEL DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) EN EL SEIN

01 000 0002 000 0003 000 0004 000 0005 000 0006 000 0007 000 0008 000 0009 000 000

10 000 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Tn/A

ño


EMISIÓN DEL ÓXIDO DE NITRÓGENO (NOx) EN EL SEIN

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Tn/A

ño


EMISIÓN DEL MONÓXIDO DE CARBONO (CO) EN EL SEIN

0

2 000

4 0006 000

8 00010 000

12 00014 000

16 000

18 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Tn/A

ño




Cuadro Nº 3.17

EMISIÓN DEL DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) EN EL SEIN Tn/Año

Año Conservador Medio Optimista 2006 2 830 923 2 834 364 2 839 409 2007 3 712 916 3 784 589 3 739 932 2008 4 128 887 4 513 666 4 618 341 2009 4 490 653 5 094 480 5 524 003 2010 4 168 070 4 570 734 5 663 401 2011 4 355 674 5 363 071 6 260 488 2012 4 444 270 5 682 493 8 291 727 2013 5 322 765 6 518 289 8 259 529 2014 5 004 825 7 594 564 8 071 544 2015 6 077 034 8 568 949 8 603 785

Crecimiento promedio % 8,9% 13,1% 13,1%

Cuadro Nº 3.18

EMISIÓN DEL ÓXIDO DE NITRÓGENO (NOx) EN EL SEIN Tn/Año

Año Conservador Medio Optimista 2006 15 161 15 123 15 217 2007 20 189 20 283 20 545 2008 22 185 24 224 24 641 2009 24 732 26 856 29 329 2010 21 902 24 006 34 574 2011 24 537 29 825 37 789 2012 27 668 34 187 49 271 2013 32 801 40 303 49 636 2014 30 777 46 054 48 080 2015 37 000 49 148 49 146


Cuadro Nº 3.19

EMISIÓN DEL MONÓXIDO DE CARBONO (CO) EN EL SEIN

Año Conservador Medio Optimista 2006 4 707 4 700 4 729 2007 6 309 6 338 6 420 2008 6 933 7 569 7 698 2009 7 729 8 393 9 165 2010 6 844 7 502 10 804 2011 7 668 9 320 11 808 2012 8 646 10 683 15 350 2013 10 250 12 592 15 474 2014 9 618 14 382 14 880 2015 11 563 15 340 15 864




Se observa en general altas tasas promedio de crecimiento de las emisiones en el período de análisis, debido a que el nivel actual de emisión por la oferta del SEIN es relativamente bajo dada la alta participación de la generación hidráulica en la producción eléctrica actual, situación que se modifica con la implementación de proyectos de generación térmica, principalmente a gas, y que origina el cambio de la estructura de la matriz energética para producción de electricidad.

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3. EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO … de energia y minas plan referencial de electricidad 2006 - 2015 70 3. expansiÓn del sistema elÉctrico interconectado nacional