Expansion Gener. Segun Coes

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN ANTONIO ABAD DEL CUSCO

FACULTAD DE INGENIERIA: ELÉCTRICA, ELECTRONICA, MECANICA Y DE SISTEMAS

ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA ELÉCTRICA

CURSO: ANÁLISIS DE SISTEMA DE POTENCIAS I

DOCENTE: ING. DONATO MAMANI PARI

ALUMNOS: LUIS OSCAR CUEVA CARDEÑA CÓDIGO: 091143

FRANZ EDUARDO ESPEZUA LOAIZA 091144

SEMESTRE 2015– II

EVALUACIÓN DE LAS EXPANSIONES ELÉCTRICAS DE GENERACIÓN A NIVEL DEL

PAIS

CUSCO, OCTUBRE DEL 2015

EVALUACION DE LA EXPANSIÓN DE GENERACION ELECTRICAA NIVEL DEL PAIS SEGÚN EL COES

Presentación

Tenemos el honor de presentar a su consideración el presente

trabajo denominado: “Evaluación de las expansiones eléctricas de

generación, a nivel del país según el COES”. Con las posibilidades

y limitaciones hacemos extensivo este pequeño esfuerzo,

esperando que este a la expectativa de su exigencia y dedicación.

Sus Alumnos.


ÍNDICE

INTRODUCCIÓN

EVALUACION DE LA EXPANSION DE GENERACION ELECTRICA A NIVEL DEL PAIS

SEGÚN EL COES.

Antecedentes

Proyección de la demanda

Expansión de la oferta

Plan de obras de generación

MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN

Antecedentes

Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍA


Introducción

Dentro de las principales responsabilidades del estado peruano está el de

garantizar la demanda eléctrica proyectada hacia los próximos años.

Para el periodo 2015 - 2018 se estima un crecimiento de la Máxima Demanda

anual del SEIN a una tasa promedio de 9,8% respecto al año 2014, que

equivale a 653 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2 614

MW hasta el 2018, lo que equivale a un incremento del 46% respecto a la

demanda de 2014.

Debido a este crecimiento de la demanda eléctrica el estado debe estar

inmerso en las proyecciones que se requieren en generación. Para así

garantizar a través de reservas y nuevos proyectos de generación; las nuevas

inversiones y crecimiento dicha demanda.

La expansión de la generación del mercado eléctrico peruano evoluciona

acorde a las decisiones de los agentes del mercado en cuanto a la ejecución

de nuevos proyectos de centrales eléctricas en la oportunidad, magnitud,

tecnología y ubicación que ellos determinen.

Asimismo, la evolución de la demanda eléctrica en el tiempo depende de

muchos factores, entre los que tienen mayor relevancia las tasas de

crecimiento vegetativo y los grandes proyectos industriales y mineros, todos

igualmente movidos por decisiones de los agentes del mercado.

Por lo anterior, el margen de reserva de generación del SEIN, definido como la

diferencia entre la oferta de generación y la demanda en potencia, está sujeto a

las incertidumbres del mercado, pues depende en gran medida de la evolución

de una serie de proyectos privados. Es así que existe la posibilidad de que el

margen de reserva de generación se reduzca, con el consecuente riesgo de

racionamiento en caso de contingencias o situaciones operativas adversas,

como pueden ser fallas prolongadas en las centrales de generación y años de

sequía (hidrología seca).

Es por esta razón que el COES tiene el encargo de verificar anualmente que el

margen de reserva de generación previsto esté por encima de cierto límite,

denominado Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO), el cual es establecido

por el OSINERGMIN para garantizar una adecuada seguridad en el SEIN.

En el presente Informe se exponen los resultados del Estudio de Verificación

del MRFO del SEIN en el Período del 2015 al 2018


EVALUACION DE LA EXPANSION DE GENERACION ELECTRICA A NIVEL DEL PAIS

SEGÚN EL COES Antecedentes

Una de las garantías de seguridad de la operación de un sistema eléctrico es

que en todo momento cuente con un margen de reserva de generación

suficiente para cubrir la operación del sistema ante contingencias o condiciones

operativas adversas del sistema. Para el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional (SEIN), el margen de reserva que garantiza una adecuada seguridad

es establecido por el OSINERGMIN y se denomina Margen de Reserva Firme

Objetivo (MRFO).

El MRFO es fijado cada cuatro años, siendo la última fijación la del 19 de

febrero de 2013, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD,

en la cual se estableció como el valor de 33,3% menos el equivalente

porcentual de la potencia firme de la Reserva Fría respecto a la máxima

demanda del SEIN, para el periodo 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de

2017.

En marzo de 2011 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) emitió la

Resolución

Ministerial N° 111-2011-MEM/DM que encarga al COES la verificación anual

del cumplimiento del MRFO para los siguientes cuatro años. Asimismo, le

encarga que, en caso sea necesario, proponga las nuevas centrales de reserva

a implementar para garantizar dicho margen.

En el presente Estudio el COES presenta los resultados del estudio de

verificación del MRFO correspondiente al período 2015 – 2018. Este estudio ha

contemplado una proyección de la demanda que considera las informaciones

emitidas por los agentes del sector respecto al desarrollo de sus proyectos y

una expansión de la oferta basada en proyectos en ejecución o con

compromiso de ejecución.



Para el periodo 2015 - 2018 se estima un crecimiento de la Máxima Demanda

anual del SEIN a una tasa promedio de 9,8% respecto al año 2014, que

equivale a 653 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2 614

MW hasta el 2018, lo que equivale a un incremento del 46% respecto a la

demanda de 2014.

Fuente: COES “ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN PERÍODO 2015-2018”

La proyección de la demanda del SEIN corresponde a la estimación realizada

en el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017 –

2026 (Escenario Base), actualizada a febrero del 2015.

En la siguiente Tabla 1 se resume la proyección de la demanda global del SEIN

para el periodo 2015 – 2018, en la que se estima una tasa promedio anual de

9,8% de crecimiento de la máxima demanda.


En la Tabla 2 se resume la proyección de la demanda de los Grandes Proyectos que

ingresarán al SEIN en el periodo 2015 – 2018.


Expansión de la oferta

Para el periodo 2015 – 2018 en el SEIN se instalarán nuevas unidades de

generación que totalizan 3 830 MW, lo que representa un incremento del 44%

sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2014 (8 718 MW). Del incremento

indicado, el 15% se instalará en la zona Norte, el 48% en la zona Centro y el

37% en la zona Sur.


Fuente: “Informe del Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Periodo 2017-2026, actualizado a febrero 2015”

Plan de obras de generación

La expansión de la generación para el período 2015 – 2018 considera

proyectos que se encuentran actualmente en ejecución, proyectos que cuentan

con contratos con el Estado resultado de las licitaciones para promoción de la

inversión, proyectos resultantes de las subastas de suministro eléctrico con

Recursos Energéticos Renovables (RER) y algunos proyectos con alta

probabilidad de ejecución.

Para el periodo 2015 – 2018 en el SEIN se instalarán nuevas unidades de

generación que totalizan 3 830 MW, lo que representa un incremento del 44%

sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2014 (8 718 MW). Del incremento

indicado, el 15% se instalará en la zona Norte, el 48% en la zona Centro y el

37% en la zona Sur.

En la Tabla 3 se muestra el programa de obras de generación del SEIN para el

periodo 2015 – 2018, y en la Tabla 4 se muestra el sustento de mismo.



MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN

1.- Antecedentes

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD, se fijó el MRFO

del Sistema Interconectado Nacional, desde el 01 de mayo de 2013 hasta el 30

de abril de 2017, en un valor igual a 33,3% (MRO) menos el equivalente

porcentual de las potencias firmes de las unidades de Reserva Fría de

Generación (RFG), conforme ingresen en operación, respecto de la máxima

demanda del SEIN.

2.- Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO

2.1 Criterios

El MRFO fue determinado considerando una expansión óptima del parque de

generación, satisfaciendo los siguientes criterios de confiabilidad, seguridad y

calidad:

El sistema debe satisfacer el criterio de confiabilidad de suministro tipo

probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía.

El plan de expansión de la generación debe corresponder tanto a los

proyectos en curso como a los proyectos factibles de entrar en

operación, de acuerdo con los criterios de mínimo costo y de

sostenibilidad económica.


El sistema debe tener capacidad de soportar la pérdida de la central de

generación más importante del SEIN sin tener racionamiento de

suministro.

El sistema debe ser capaz, bajo la condición de hidrología baja y/o de

problemas en el suministro de combustible, de abastecer la energía de

la demanda sin racionamiento de suministro.

2.2 Premisas de cálculo para obtener el MRFO Generales

Proyección de la demanda y expansión de la generación para el periodo

2013 -2018.

Se utilizó un modelo uninodal para determinar el MRFO.


La proyección de la demanda se muestra en la Tabla 5.1.

Parque Generador

Corresponde al parque generador existente en el SEIN, así como

proyectos que se encuentran en desarrollo. Adicionalmente, para la

expansión de la generación se consideraron los siguientes proyectos

candidatos:


Disponibilidad de unidades

Se considera la tasa de salida forzada de las unidades.

Operación del sistema

El margen de reserva del SEIN debe ser suficiente de modo tal que la

capacidad de generación sea superior a la demanda del sistema, en

condiciones de operación normal, de modo que no se presenten

situaciones de racionamiento permanente.

Se considera como operación normal del SEIN a aquella que se

desarrolla sin contingencias de salida fortuita de unidades generadoras,

pero si considerando un programa de mantenimiento óptimo del parque


generador. El programa de mantenimiento óptimo del parque generador

incluye el mantenimiento de una unidad turbogas de 176 MW.

Costo de Falla

Costo de falla de largo plazo: 6 000 US$/MWh.

Conclusiones

a) Para el periodo 2015 – 2018 se estima que la máxima demanda del

sistema se incrementará en 2 557 MW, lo que representa un

incremento del 45% respecto a la máxima demanda del 2014 (5 775

MW). Este crecimiento representa un incremento promedio anual de

644 MW. En la Tabla 9.1 se muestra el crecimiento de la máxima

demanda anual del SEIN.

b) Del plan de expansión de la generación se estima que para el periodo

2015 – 2018 en el SEIN se instalarán aproximadamente 3 830 MW, lo

que presenta un incremento del 44% de la Potencia Efectiva del SEIN

respecto al año 2014 (8 718 MW), lo que implica que en el SEIN en

promedio se instalarán 957 MW de generación por año.

Del incremento de generación indicado, en la zona Norte se instalarán

581 MW, en la zona Centro 1 823 MW y en la zona Sur 1 426 MW. En

la Tabla 9.2 se resume la expansión de la generación para el periodo

2015 – 2018, agrupada por tipo de tecnología.


c) Los resultados de la verificación del MRO del SEIN para el periodo

2015 – 2018 se muestran en la Tabla 9.3 siguiente:

d) Para el periodo 2015 – 2018 el margen de reserva del SEIN será

superior al MRO vigente (33,3%), por lo tanto, no se requiere proponer

centrales de reserva dentro del alcance de la RM N°

111-2011-MEM/DM en el periodo 2015 - 2018.

e) Se verificó el desempeño del margen de reserva de generación del

SEIN para el periodo 2015 - 2018, considerando los siguientes

escenarios de operación, con el fin de observar si en el sistema se

presenta racionamiento del suministro eléctrico:

Caso Base.

Hidrología Seca.

Salida de la Central más Importante del Sistema.


Adicionalmente, se analizaron casos operativos que se podrían

presentar en el sistema (sensibilidades), aunque en dichos casos no

se espera que el sistema deba operar sin llegar a racionar el

suministro eléctrico. Estas sensibilidades son las siguientes:

Sensibilidad – Purga anual de la presa Tablachaca.

Sensibilidad - Salida de servicio del ducto de gas de Camisea –

Costa

Centro.

Sensibilidad – Retraso de proyectos de generación.

f) De los resultados de la evaluación de la reserva de generación, se

observa que para el Caso Base, el sistema tiene suficiente margen

para operar sin poner en riesgo el suministro eléctrico en el sistema,

estimándose una reserva mínima de 19% (estiaje del 2015). Cabe

aclarar que este valor es un valor mensual, que se ve afectado la

variación hidrológica durante el año y la disponibilidad de gas, a

diferencia del valor del MRO que es un valor anual teórico que no se

ve afectado por las variables indicadas.

g) Los casos de Hidrología Seca y la salida del complejo del Mantaro no

implican racionamiento del suministro eléctrico en el sistema.

h) Los casos de sensibilidad que implican la purga anual de la Presa

Tablachaca y el retraso de los proyectos de generación, no implican

racionamiento eléctrico en el sistema, estimándose en el primer caso

una reserva mínima de 8% y de 5% en los años 2015 y 2016,

respectivamente. A partir del año 2017 en cualquiera de estos casos la

reserva mínima estará por encima del 10%.

i) La salida de servicio del ducto de gas de Camisea indispone

generación en el SEIN en el orden de 2 200 MW a 2 500 MW en el

periodo 2015 – 2017 y 3 340 MW en el año 2018, por lo que ante este


evento se podría presentar racionamiento en todo el periodo de

estudio.

j) Ante la salida de servicio del ducto de gas de Camisea, en el periodo

2015 – 2016 se requerirá realizar racionamiento del suministro

eléctrico tanto si la contingencia ocurre en el periodo de avenida como

en estiaje, siendo los racionamientos máximos estimados del orden de

1 320 MW (estiaje 2015) y de 760 MW (avenida 2016). En los años

2017 y 2018 estos racionamientos se presentarían solo si la

contingencia ocurre en el periodo de estiaje y serían del orden de 490

MW y de 740 MW, respectivamente.

BIBLIOGRAFÍA

Informe COES/DP-SPL-01-2015 Estudio de Verificación del MRFO del SEIN Período 2015-2018.

Importancia del COES en el sector eléctrico: principales logros. Por Ing. Jaime Guerra Montes de Oca – Director de operaciones del COES – SINAC.

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