Informe COES/DP Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión

Transcripción

1 Informe /DP Futuros 3.1 Futuros de demanda Zonas Eléctricas Para desarrollar y analizar futuros, planes y escenarios, se debe dividir el sistema eléctrico en zonas eléctricas (RM MEM/DM, Art. 13.1), conformadas por nodos que mantengan una coherencia en el comportamiento eléctrico y angular que se reflejan en una uniformidad de precios marginales durante condiciones de congestión de enlaces. Dadas las características geográficas del SEIN, en el que se identifican cuatro zonas de demanda diferenciadas entre si y unidas por enlaces de transmisión, la nueva definición de estas zonas se realizó en el estudio /DP-SPL Definición de Zonas Eléctricas para el Análisis de la Planificación del SEIN. En resumen las zonas definidas son: Norte (delimitada por las subestaciones Chimbote y Kiman Ayllu hasta el extremo norte), Costa (delimitada por las subestaciones: Paramonga, Huanza, Pachachaca, Pomacocha, Independencia y Marcona.), Sierra (delimitada por las subestaciones: Huayucachi, Conococha, Oroya, Carhuamayo, Campo Armiño y Huancavelica) Sur (delimitada desde las subestaciones Cotaruse y Ocoña hasta el extremo sur) En el Anexo C.5 se detalla la definición de zonas que se utilizó en la presente actualización del PT Escenarios de proyección de demanda Las proyecciones de demanda global se basan en la proyección de dos grandes componentes, la demanda econométrica y de las grandes cargas (Cargas especiales, Cargas Incorporadas, Proyectos, etc.). La primera componente, la demanda econométrica, basa sus pronósticos en estimaciones del PBI de largo plazo, en el presente diagnóstico se construyeron 5 escenarios de PBI: Base, Pesimista, Optimista, Muy Optimista y Muy Pesimista, dando lugar a un igual número de pronósticos econométricos. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 43

2 Informe /DP De otro lado la segunda componente, las grandes cargas, es elaborada en base a la declaración e información actualizada del sector de cada una de las grandes cargas. En los Anexos C1 y C2 se detalla la metodología de la proyección de demanda utilizando el modelo econométrico y la encuesta a los promotores de proyectos y ampliaciones de grandes cargas, para el periodo En la Tabla 3.1 se muestra las estimaciones de PBI realizadas por la empresa Macroconsult, por encargo del. Año PBI MC Muy Optimista SPM PBI MC Optimista SPM PBI MC Base SPM PBI MC Pesimista SPM PBI MC Muy Pesimista SPM ,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% ,5% 6,2% 5,2% 3,2% 2,1% ,8% 6,1% 5,7% 4,9% 3,7% ,4% 5,8% 5,3% 4,9% 3,0% ,9% 5,9% 5,5% 4,4% 2,4% ,1% 6,0% 5,5% 4,5% 2,7% ,6% 5,6% 5,1% 4,0% 2,2% ,1% 5,5% 5,2% 4,0% 1,7% ,9% 5,7% 5,1% 4,4% 2,3% ,0% 5,6% 5,0% 4,2% 2,4% ,2% 5,2% 4,6% 4,4% 3,2% ,5% 5,4% 4,8% 4,0% 2,9% Prom periodo 7,6% 5,7% 5,2% 4,3% 2,6% Tabla 3.1 Calculo de proyecciones del PBI (Macroconsult) sin proyectos mineros. El objetivo de estas proyecciones extremas es tratar de abarcar todo el rango de variación de la incertidumbre de la demanda. Se debe tener presente que las proyecciones de PBI Muy Optimista y Muy Pesimista en si no son el objetivo del estudio, sino que estas sirven para la elaboración de los futuros extremos de demanda, la cual es una de las incertidumbres del proceso de planificación de la transmisión, que es el objetivo final del estudio. Los proyectos y su ubicación por zonas (, ) fueron obtenidos de las encuestas realizadas a los propietarios y promotores de los nuevos proyectos en minería y/o industriales. Estos se muestran en la Tabla 3.2. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 44

3 Informe /DP MUY OPTIMISTA OPTIMISTA BASE PEMISTA MUY PEMISTA Zonas GWh GWh GWh GWh GWh -Costa Ampliacion Cementos Lima Ampliacion Cerro Lindo Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) Ampliacion Quimpac (Oquendo) Ampliacion Shougang Hierro Perú Creditex (Trutex) Mina Justa Pampa de Pongo (JMP) Toromocho Sierra Ampliacion Antamina El Brocal El Porvenir Mina Alpamarca NUEVA PLANTA DE OXIDOS VOLCAN Pachapaqui Pukaqaqa (Milpo) Ampliacion UNACEM-Condorcocha Norte Ampliación Bayovar-Miski Mayo Ampliación Cajamarquilla-Bongará Ampliación Cemento Pacasmayo Ampliación modernización Refinería Talara Ampliacion DER PERU Cañariaco Cementos Piura Galeno (Lumina) La Arena La Granja (Río Tinto) Michiquillay Río Blanco Salmueras de Sechura Sulliden (Shahuindo) Salmueras Sudamericanas Sur Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) Ampliacion Cerro Verde-500kV Antapacay (XSTRATA) Chucapaca Constancia (Hudbay) Corani Haquira (Antares) Las Bambas (XSTRATA) Los Calatos (Hampton) Los Chancas (SPCC) Mina Chapi Quechua Quellaveco Tia Maria (SPCC) Coroccohuayco (XSTRATA) Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) Ollachea (Kuri Kullu) Grand Total Tabla 3.2 Demanda de proyectos para el año 2024 de los 5 escenarios, en GWh. En la Tabla 3.3 se muestra la proyección de demanda de proyectos para los años 2020 y 2024 del escenario base. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 45

4 Informe /DP PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA MW GWH MW GWH Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) Ampliacion Cerro Verde-500kV Ampliacion Quimpac (Oquendo) El Brocal Ampliacion Shougang Hierro Perú Ampliacion Antamina Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) Ampliacion Cerro Lindo Ampliación Bayovar-Miski Mayo Ampliación Cemento Pacasmayo Ampliacion UNACEM-Cementos Lima Toromocho Chinalco Pachapaqui Ampliación Antapacay (XSTRATA) Las Bambas (XSTRATA) Coroccohuayco (XSTRATA) Constancia (Hudbay ) Galeno (Lumina) Bongará-Cajamarquilla Quechua Quellaveco-Angloamerican Mina Chapi Chucapaca Pukaqaqa (Milpo) Pampa de Pongo (JMP) La Granja (Río Tinto) Sulliden (Shahuindo) Haquira (Antares) Creditex (Trutex ) Mina Justa (Marcobre) Corani Salmueras de Sechura La Arena El Porvenir Mina Alpamarca Cementos Piura NUEVA PLANTA DE OXIDOS VOLCAN Ampliacion DER PERU Ollachea (Kuri Kullu) Salmueras Sudamericanas Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) Ampliacion UNACEM-Condorcocha Total de Proyectos - zona NORTE Total de Proyectos - zona CENTRO Total de Proyectos - zona SUR TOTAL PROYECTOS Tabla 3.3 Demanda de proyectos del escenario Base para los años de análisis. Finalmente, en la Tabla 3.4 se muestran las proyecciones por tipo de carga para cada uno de los cinco escenarios de demanda: demanda econométrica (vegetativa), grandes cargas (cargas especiales e incorporadas y proyectos), asimismo algunos Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 46

5 Informe /DP modelamientos especiales tales como autoproductores, consumos propios de centrales, etc. Carga Vegetativa (GWh) Muy Pesimista ,9% Pesimista ,2% Escenario Base ,8% Optimista ,2% Muy Optimista ,6% Carga Especiales + Incorporadas (GWh) Muy Pesimista ,0% Pesimista ,0% Escenario Base ,1% Optimista ,3% Muy Optimista ,3% Grandes proyectos (GWh) Muy Pesimista ,7% Pesimista ,7% Escenario Base ,1% Optimista ,3% Muy Optimista ,3% Otras demandas (GWh) Muy Pesimista ,2% Pesimista ,1% Escenario Base ,3% Optimista ,3% Muy Optimista ,2% Total (GWh) Muy Pesimista ,2% Pesimista ,0% Escenario Base ,2% Optimista ,2% Muy Optimista ,1% Total (MW) Tabla 3.4 Proyecciones por tipo de carga para cada uno de los escenarios de demanda. Muy Pesimista ,0% Pesimista ,9% Escenario Base ,9% Estos cinco escenarios Optimista de 6 demanda abarcan un 9 989rango amplio de 12 incertidumbre, con 7,8% lo Muy Optimista ,8% que se asegura un adecuado tratamiento estadístico en la determinación de los atributos de los planes y en la determinación de la robustez del Plan de Transmisión. En resumen para el periodo las tasas de crecimiento promedio para los cinco escenarios de demanda se muestran en la Tabla 3.5. Caso Tabla 3.5 Tasa media de crecimiento de la demanda total (periodo ) En la Figura 3.1 se muestra las cinco proyecciones en MW, donde se observa el rango que cubren en los años 2020 y Tasa Media Muy Pesimista 5,2% Pesimista 6,0% Base 7,2% Optimista 8,2% Muy Optimista 9,1% Los cinco escenarios de demanda se pueden separar en zonas importantes de demanda: zona -costa, -sierra, zona Norte y zona Sur Tabla 3.6, los Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 47

6 Informe /DP cuales al combinarse pueden representar los nudos límite de demanda que causan el mayor estrés en el sistema de transmisión. MW ,8% 7,8% 6,9% 5,9% 5,0% Muy Pesimista Pesimista Base Optimista Muy Optimista Figura 3.1 Escenarios de las proyecciones de demanda en MW. La Tabla 3.6 muestra el rango de tasa de crecimiento de los cinco escenarios de demanda por zonas del SEIN, para representar la demanda global por zonas se utilizaron factores de distribución históricos. -Costa -Sierra Norte Sur Total Futuros GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % MUY OPTIMISTA ,8% ,8% ,5% ,1% ,1% OPTIMISTA ,5% ,4% ,7% ,7% ,2% BASE ,1% ,6% ,3% ,2% ,2% PEMISTA ,5% ,9% ,1% ,4% ,0% MUY PEMISTA ,4% ,6% ,3% ,0% ,2% Tabla 3.6 Escenarios de demanda por zonas del SEIN, año A continuación se muestra la proyección en detalle del escenario de demanda base, en energía y en potencia. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 48

7 MW % Crecimiento Informe /DP ENERGÍA POTENCIA AÑO GWH % MW % ,0% ,6% ,0% ,2% ,0% ,2% ,2% ,0% ,5% ,3% ,8% ,7% ,8% ,6% ,3% ,5% ,4% ,6% ,5% ,7% PROMEDIO ,7% 6,5% Tabla 3.7 Proyección de la demanda en energía y potencia para el escenario base 20% 15% 10% 5% 0% ENERGÍA POTENCIA Figura 3.2 Crecimiento de Demanda También se muestra la proyección de demanda de los proyectos por zona para el escenario Base Proyectos (MW) Años zona NORTE zona CENTRO zona SUR TOTAL PROYECTOS Figura 3.3 Demanda de Proyectos por zona , escenario de demanda base. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 49

8 Informe /DP PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW Total de Proyectos - zona NORTE Total de Proyectos - zona CENTRO Total de Proyectos - zona SUR TOTAL PROYECTOS Tabla 3.8 Demanda de Proyectos por zonas , escenario de demanda base Nudos de demanda A partir de los escenarios de demanda por zonas (Tabla 3.6) se puede construir Nudos de demanda que representen de mejor manera la incertidumbre de la demanda, en cuanto a magnitud y ubicación. En la Tabla 3.9 se definen 5 Nudos de demanda para las diversas zonas o agrupaciones de las mismas: Nudo de demanda 1: Considera el crecimiento muy optimista en las zonas y un crecimiento medio en las zonas -Costa y -Sierra. Nudo de demanda 2: Considera el crecimiento medio en todas las zonas del SEIN. Nudo de demanda 3: Considera el crecimiento muy optimista de la zona -Costa y un crecimiento medio de las zonas -Sierra,. Nudo de demanda 4: Considera el crecimiento muy pesimista en todas las zonas del SEIN. Nudo de demanda 5: Considera el crecimiento muy optimista de la zona -Sierra y un crecimiento medio de las zonas -Costa,. Nudo 1 Nudo 2 Nudo 3 Nudo 4 Nudo 5 Zonas GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % Norte ,5% ,3% ,3% ,3% ,3% Sur ,1% ,2% ,2% ,0% ,2% Norte+Sur ,8% ,3% ,3% ,8% ,3% -Costa ,1% ,1% ,8% ,4% ,1% -Sierra ,6% ,6% ,6% ,6% ,8% SEIN ,2% ,2% ,1% ,9% ,2% Tabla 3.9 Nudos de demanda año 2024 Aunque solo serían necesarios los Nudos 1, 3,4 y 5 para definir el espacio tridimensional de variación de la incertidumbre de la demanda, se incluye el Nudo 2 para mejorar la precisión de las interpolaciones, además de permitir analizar efectos no lineales. El espacio anteriormente mencionado es graficado en dos dimensiones en la Figura 3.4 y la Figura 3.5. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 50

9 Norte+Sur Norte+Sur Informe /DP % 12% Nudo 1 10% 8% 6% 4% Nudo 4 Nudo 2 Nudo 3 2% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% -Costa Figura 3.4 Tasas de crecimiento de los Nudos de demanda 1, 2, 3 y % 12% Nudo 1 10% 8% 6% Nudo 4 Nudo 2 Nudo 5 4% 2% 2% 3% 3% 4% 4% 5% 5% 6% 6% -sierra Figura 3.5 Tasas de crecimiento de los Nudos de demanda 1, 2, 4 y 5. Como se puede notar, se han agrupado las zonas y se ha considerado su crecimiento diferenciado respecto a la zona ( Costa, Sierra), en razón a que las dos primeras tienen demandas sensiblemente menores a la zona, y por lo tanto son menos maduras. Esto lleva a que las tasas de crecimientos potenciales de las zonas sean mayores debido a grandes proyectos mineros. A este efecto también abona el hecho de que la mayor parte de los grandes proyectos de demanda se encuentran en dichas zonas. Asimismo, este agrupamiento de las zonas es válido también, debido a que las magnitudes de estas son similares. Para efecto de planificar las redes de transmisión entre las áreas del SEIN, importan la evolución diferenciada de la demanda entre las zonas del y el Norte, y entre las zonas del y el Sur, más no es de utilidad considerar la evolución diferenciada entre en Norte y el Sur, puesto que no existe conexión eléctrica entre estas dos áreas. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 51

10 Norte+Sur Informe /DP Los Nudos 1, 3, 4 y 5 son futuros de demanda extremos que podrían no materializarse de manera precisa en el tiempo, no obstante ellos definen un espacio de interés de futuros de demanda, siendo la región central dentro de dicho espacio, la que servirá de insumo para el modelamiento de la incertidumbre de demanda, abarcando de esta manera todos los posibles escenarios tanto en magnitud como en distribución por zonas. Para el diagnostico se considera los Nudos como valores extremos de materializaciones de demanda y para el análisis Trade-Off / Risk se utilizan además las interpolaciones dentro la región central. Similar procedimiento para la definición de futuros de demanda se desarrolla para el año de corte 2020, siendo los resultados los que se muestran la Tabla 3.10, Figura 3.6 y Figura 3.7. Nudo 1 Nudo 2 Nudo 3 Nudo 4 Nudo 5 Zonas GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % Norte ,4% ,9% ,9% ,5% ,9% Sur ,3% ,7% ,7% ,3% ,7% Norte+Sur ,5% ,0% ,0% ,7% ,0% -Costa ,0% ,0% ,5% ,2% ,0% -Sierra ,9% ,9% ,9% ,0% ,9% SEIN ,7% ,1% ,0% ,3% ,2% Tabla 3.10 Nudos de demanda % Nudo 1 16% 14% Nudo 2 12% Nudo 3 10% 8% Nudo 4 6% 4% 2% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% -Costa Figura 3.6 Tasas de crecimiento de los Nudos de demanda 1, 2, 3 y 4. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 52

11 Norte+Sur Informe /DP % Nudo 1 16% 14% 12% Nudo 2 Nudo 5 10% 8% Nudo 4 6% 4% 2% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% -sierra Figura 3.7 Tasas de crecimiento de los Nudos de demanda 1, 2, 4 y 5. Desde el punto de vista del Plan de Transmisión es relevante observar para cada escenario de demanda los proyectos mineros y su ubicación, ya que los mismos pueden dar origen a refuerzos importantes en el sistema de transmisión. En el presente plan se han considerado combinaciones de desarrollos de proyectos por zonas del SEIN, asociados a cada futuro de demanda, de manera que se han abarcado Futuros desde muy pesimista hasta muy optimista, incluyendo combinaciones por áreas del SEIN. En la Tabla 3.11 se muestra los proyectos por Futuros y por zonas del SEIN. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 53

12 Informe /DP Nudo 1 Nudo 2 Nudo 3 Nudo 4 Nudo 5 Zona GWh GWh GWh GWh GWh -Costa Ampliacion Cementos Lima Ampliacion Cerro Lindo Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) Ampliacion Quimpac (Oquendo) Ampliacion Shougang Hierro Perú Creditex (Trutex) Mina Justa Pampa de Pongo (JMP) Toromocho Sierra Ampliacion Antamina El Brocal El Porvenir Mina Alpamarca NUEVA PLANTA DE OXIDOS VOLCAN Pachapaqui Pukaqaqa (Milpo) Ampliacion UNACEM-Condorcocha Norte Ampliación Bayovar-Miski Mayo Ampliación Cajamarquilla-Bongará Ampliación Cemento Pacasmayo Ampliación modernización Refinería Talara Ampliacion DER PERU Cañariaco Cementos Piura Galeno (Lumina) Hilarion (Milpo) La Arena La Granja (Río Tinto) Michiquillay Minas Conga Río Blanco Salmueras de Sechura Sulliden (Shahuindo) Salmueras Sudamericanas Sur Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) Ampliacion Cerro Verde-500kV Antapacay (XSTRATA) Chucapaca Constancia (Hudbay) Corani Expansión de Fundición (SPCC) Expansión de Refinería (SPCC) Haquira (Antares) Las Bambas (XSTRATA) Los Calatos (Hampton) Los Chancas (SPCC) Mina Chapi Quechua Quellaveco Tia Maria (SPCC) Coroccohuayco (XSTRATA) Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) Ollachea (Kuri Kullu) Grand Total Tabla 3.11 Desarrollo de proyectos en cada futuro de demanda Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 54

13 Informe /DP Es de interés la demanda de Proyectos siendo que estos afectan significativamente el sistema de transmisión para cada Nudo de demanda. En la Tabla 3.11 se observa que hay una cantidad importante de proyectos en los Nudos 1 y 3 (demandas optimistas), diferenciados en magnitud y ubicación. Inclusive se observa que en el nodo 1 (Norte- Sur) este desarrollo es mayor que en el nodo 3 (-Costa), dando una idea que para estos futuros será necesario reforzar el sistema de transmisión entre las correspondientes zonas del SEIN Demanda en barras Para realizar las simulaciones de despacho económico en el modelo PERSEO, es necesario determinar la demanda por barras de todo el SEIN. Tal como se detalla en el Anexo C2, la demanda de cada barra es determinada con la siguiente ecuación: Demanda Barra = Demanda Vegetativa + Demanda Grandes Cargas + Proyectos. Para el caso del modelo DIgSilent, el reparto de demandas por barras se detalla en el Anexo C Futuros de oferta Incertidumbre de la oferta De manera similar al caso de la demanda, la oferta presenta incertidumbre en cuanto a magnitud y ubicación, afectando ambos aspectos al desarrollo de la transmisión. En este caso, la incertidumbre tiene que ver con definir los proyectos de generación que se considerarán para cubrir los futuros de demanda. Para este fin, se tiene que evaluar la cartera de proyectos existente, los cuales son de los siguiente tipos: (i) Centrales hidroeléctricas con concesiones definitivas, temporales y sin concesión o autorización, (ii) Grandes centrales hidroeléctricas en la zona de oriente, zona norte. (iii) Centrales con energía renovable y de reserva fría, (iv) Centrales térmicas en la zona sur y norte por desarrollo de los ductos de gas natural y (v) Centrales de menor tamaño en el largo plazo. Las centrales modeladas se clasificaron en 8 grupos importantes ordenados de mayor a menor certeza en cuanto a su ejecución, los cuales se presentan en el Anexo C.3. A continuación se muestra un resumen de estos proyectos: Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 55

14 Informe /DP CLAFICACIÓN DE OFERTA PROYECTOS COMPROMETIDOS HASTA EL 2017 PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS LARGO PLAZO PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL NORTE (*) PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL ORIENTE (*) PROYECTOS DE CENTRALES TÉRMICAS PROYECTOS CON ENERGÍA RENOVABLE (EN APLICACIÓN DEL ART.2 DEL DL 1002) (**) PROYECTOS DE CENTRALES TÉRMICAS PARA RESERVA FRÍA MW MW MW MW MW MW 324 MW MW (*) Estimación de proyectos de Energía Renovable para cubrir el 5% de la demanda (En aplicación del artículo 2 del Decreto de Ley 1002). El valor corresponde a una potencia media, considerando un factor de carga de 0.3. (**) Grandes proyectos que por su magnitud requieren condiciones especiales para su desarrollo. Se analizaron escenarios con y sin el desarrollo de estas centrales. Tabla 3.12 Resumen de la Oferta por Grupos de Certidumbre. Los 7 grupos de proyectos de centrales de generación considerados son los siguientes: Grupo 1: Proyectos comprometidos hasta el 2017, que son parte del programa de Obras de Generación. Grupo 2: Proyectos de centrales hidroeléctricas de largo plazo. Este grupo de proyectos se construyó en base a la lista priorizada de proyectos de generación hidroeléctricos, excluyendo los grandes proyectos, los cuales serán estudiados de forma particular. Grupo3: Proyectos de centrales hidroeléctricas del norte. En este grupo se encuentran los proyectos de la cuenca del Marañón. Grupo 4: Proyectos de centrales hidroeléctricas del oriente. En este grupo se encuentran los proyectos asociados a un posible convenio con Brasil. Debido a la gran magnitud de estas centrales, su implementación se debe más a una decisión política, por lo cual los efectos de estas centrales se analizan de forma separada. Grupo 5: Proyectos de centrales térmicas. Este grupo está conformado por proyectos de centrales térmicas de los cuales se tiene conocimiento que tienen posibilidades de ser construidas, futuras centrales de ciclo combinado en el Sur debido a la implementación de un gaseoducto al Sur, y centrales de ciclo combinado en el norte debido a un posible gasoducto al norte a futuro. Grupo 6: Proyectos con energía renovable (En aplicación del art.2 del DL 1002). Este grupo está conformado por proyectos estimados en ubicación y magnitud en base a concesiones temporales de energías renovables con el Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 56

15 Informe /DP objetivo de cumplir con el art. 2 del decreto ley 1002, el cual indica que el 5% de la demanda en energía del SEIN debe ser cubierto por energía renovable. Grupo 7: Proyectos de centrales térmicas para reserva fría. Está conformado por centrales de ciclo abierto que operan con diésel, ubicados en el, para cubrir la reserva fría de Largo Plazo. El detalle de cada uno de los grupos se muestra en el Anexo D Definición de Nudos de Oferta de Generación Como se detalló anteriormente, el plan de transmisión mediante la metodología adoptada no debe asociarse a ninguna proyección determinística de oferta/demanda, sino más bien evaluarse en un amplio rango de posibilidades. En ese sentido el sistema de transmisión en lo posible debe proveer soporte adecuado a diferentes desarrollos de oferta. Por lo anterior, la definición de nudos de oferta de generación debe considerar un número amplio de variaciones y condicionantes de oferta en generación. Para la definición de nudos de oferta se considera: Variaciones en la conformación de la oferta tales como: futuros de tipo A con mayor componente térmica (60% térmico y 40% renovable) y futuros de tipo B con mayor componente renovable (40% térmico y 60% renovable). Asimismo, se consideran porcentajes de reserva de 20% y 30% para los futuros A y B respectivamente. El desarrollo condicional de las grandes CCHH de Oriente y Norte: Se realizó modelando escenarios en los cuales: No se consideran las grandes CCHH (escenarios S ), se considera las CCHH de Oriente (escenarios O ) y se consideran las CCHH del Norte (escenarios N ). La priorización de centrales por zonas de acuerdo a lo siguiente: Casos base (escenarios 0 ), caso priorizando el desarrollo de proyectos en la zona (escenarios 1 ) y caso priorizando el desarrollo de proyectos de las zonas (escenarios 2 ). Con fines de observar el desempeño de la transmisión ante desarrollos diferenciados de oferta por zonas. Se observa que las incertidumbres de Demanda y Generación tienen dependencia, por lo tanto se debe analizar la factibilidad de sus combinaciones. De otro lado, el desarrollo de ambas variables en un mercado en competencia, está condicionado a las decisiones privadas de los agentes del mercado. No obstante, la oferta estará ligada al Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 57

16 Informe /DP desarrollo de proyectos de demanda, en algunos casos respaldados mediante contratos de largo plazo, en otros de manera libre mediante competencia en el mercado. En ese sentido y siendo que los tiempos disponibles para la implementación resultan cortos para algunos proyectos de generación, se ha supuesto que para el año 2020 no se llega a desarrollar los grandes proyectos hidroeléctricos del Norte, ni tampoco los grandes proyectos hidroeléctricos en la zona Oriente, dejándolos como condicionales para el año 2024, para futuros de demanda media y optimista. Por lo tanto los escenarios a considerar para el año 2024 son: No se consideran las grandes CCHH (escenarios S ), se considera las CCHH de Oriente (escenarios O ) y se consideran las CCHH del Norte (escenarios N ). Asimismo, para el correcto modelamiento de la reserva se ha considerado que el 50% de esta es reserva fría conformada por centrales duales de ciclo abierto (es el 10% y 15% para futuros de los tipos A y B respectivamente). Para obtener la tabla final de centrales a modelar en los correspondientes Nudos de oferta, se procedió de la siguiente manera: i. Se incluye las centrales existentes y los proyectos comprometidos. ii. Si resulta necesario para cumplir con las metas en cuanto a conformación de la oferta, márgenes de reserva y desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, se añaden centrales hidroeléctricas y térmicas en el orden de los grupos mencionados en el acápite incertidumbres de oferta (Grupo 2 al 7). iii. Finalmente del grupo de centrales de reserva se asigna el 50% para reserva fría es decir el 10% o 15% del parque generador para los futuros de los tipos A y B respectivamente. iv. Se repiten los tres pasos anteriores, con la diferencia que en el segundo paso al momento de añadir centrales se priorizan los proyectos de la Zona. Luego se vuelve a repetir los tres pasos anteriores esta vez priorizando los proyectos de la zona. En el Anexo D se encuentra el detalle de las centrales que fueron incluidas en cada Nudo de generación. Aplicando el proceso de elaboración de futuros de oferta para cada nudo anteriormente descrito, se obtienen los nudos de generación-demanda factibles, los cuales están mostrados en la Tabla 3.14 y Tabla Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 58

17 Informe /DP Demanda Oferta Inyeccion (Hidro) % % Año Codigo Norte Sur SEIN Hidro Termica Total Norte Sur Oriente Norte Reserva C.Termicas AS % 57% BS % 51% AS % 53% BS % 50% AS % 57% BS % 52% AS % 57% BS % 54% AS % 51% AS % 60% BS % 42% AN % 59% BN % 43% BO % 43% AS % 59% BS % 47% BN % 47% BO % 48% AS % 61% BS % 44% AN % 59% BN % 43% BO % 44% AS % 60% BS % 47% AN % 55% BN % 47% BO % 45% AS % 51% Tabla 3.13 Nudos de Oferta-Demanda en MW para los años 2020 y Demanda Oferta Inyeccion (Hidro) % % Año Codigo Norte Sur SEIN Hidro Termica Total Norte Sur Oriente Norte Reserva C.Termicas AS 2,789 5, ,973 5,854 7,601 13, % 56% BS 2,789 5, ,973 7,670 6,744 14, , % 47% AS 2,422 5, ,607 5,869 6,651 12, % 53% BS 2,422 5, ,607 6,570 6,744 13, % 51% AS 2,422 5, ,116 5,874 6,851 12, % 54% BS 2,422 5, ,116 7,483 6,744 14, , % 47% AS 2,422 5, ,674 5,854 6,451 12, % 52% BS 2,422 5, ,674 7,462 6,194 13, , % 45% AS 3,174 6,300 1,043 10,517 6,713 9,591 16, ,803 2, % 59% BS 3,174 6,300 1,043 10,517 10,111 7,494 17,605 1,251 1,653 2, % 43% AS 2,665 6,300 1,043 10,009 6,380 8,351 14, ,368 1, % 57% BS 2,665 6,300 1,043 10,009 8,200 7,694 15, ,808 2, % 48% AS 2,665 7,454 1,043 11,163 6,928 9,071 15, ,824 2, % 57% BS 2,665 7,454 1,043 11,163 9,529 7,751 17, ,931 2, % 45% AS 2,665 6,348 1,100 10,113 5,854 9,071 14, ,102 2, % 61% BS 2,665 6,348 1,100 10,113 8,366 7,494 15, ,653 2, % 47% Tabla 3.14 Nudos de Oferta-Demanda en MW, priorizando proyectos de generación del área, para los años 2020 y Demanda Oferta Inyeccion (Hidro) % % Año Codigo Norte Sur SEIN Hidro Termica Total Norte Sur Oriente Norte Reserva C.Termicas AS 2,789 5, ,973 5,854 7,694 13, % 57% BS 2,789 5, ,973 7,703 6,744 14, , % 47% AS 2,422 5, ,607 5,869 6,744 12, % 53% BS 2,422 5, ,607 6,714 6,744 13, , % 50% AS 2,422 5, ,674 5,854 6,944 12, % 54% BS 2,422 5, ,674 6,699 6,744 13, , % 50% AS 2,422 5, ,116 5,874 7,144 13, % 55% BS 2,422 5, ,116 7,218 6,744 13, , % 48% AS 3,174 6,300 1,043 10,517 6,394 9,848 16,241 1, , % 61% BS 3,174 6,300 1,043 10,517 9,809 7,494 17,303 2, , % 43% AS 2,665 6,300 1,043 10,009 5,919 8,928 14,847 1, , % 60% BS 2,665 6,300 1,043 10,009 8,627 7,494 16,121 1, , % 46% AS 2,665 7,454 1,043 11,163 6,414 9,448 15,862 1, , % 60% BS 2,665 7,454 1,043 11,163 9,803 7,494 17,297 2, , % 43% AS 2,665 6,348 1,100 10,113 5,854 8,928 14,781 1, , % 60% BS 2,665 6,348 1,100 10,113 8,612 7,494 16,106 1, , % 47% Tabla 3.15 Nudos de Oferta-Demanda en MW, priorizando proyectos de generación del área, para los años 2020 y Resumiendo las tablas anteriores, se tiene que los futuros de Oferta-Demanda extremos considerados en las simulaciones, son en total: Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 59

18 Informe /DP futuros de demanda/oferta para el año 2020 y 36 futuros de demanda/oferta para el año Futuros de hidrología Se están considerando tres futuros de hidrología para acotar el rango de variación de la mencionada incertidumbre. Cada futuro de hidrología consiste en una secuencia hidrológica de 4 años, seleccionada de una base de datos histórica que abarca el periodo entre los años 1965 a 2011 (47 años). Los futuros de hidrología seleccionados representan las condiciones extremas y medias de la distribución de probabilidad histórica del recurso hidrológico. Considerando que, para efectos del PT, la incertidumbre hidrología es importante desde un punto de vista económico, se ha considerado conveniente utilizar el costo anual de operación del sistema eléctrico como una medida que refleje la disponibilidad del recurso hidrológico. El procedimiento utilizado ha sido el siguiente: Simular la operación del SEIN para todas las secuencias hidrológicas. Para este fin se utilizó la BD del PERSEO de la última fijación tarifaria. Se ordenaron en forma ascendente los costos de operación según la secuencia hidrológica. Los datos fueron tomados del archivo COPER.CSV, de los resultados de PERSEO. Se tomaron los percentiles 5, 50 y 95 que corresponden a las secuencias hidrológicas húmeda, media y seca respectivamente. Las series hidrológicas encontradas son las que comienzan en los años 1971, 1975 y 1994, y corresponden a las series húmeda, media y seca respectivamente. Los resultados se pueden ver la Tabla 3.16 y la Figura 3.8. Criterio Descripción PT Percentil 5 Serie hidrológica Húmeda 1971 Costo Operativo (US$) Percentil 50 Serie hidrológica Media 1975 Costo Operativo (US$) Percentil 95 Serie hidrológica Seca (Año) 1994 Costo Operativo (US$) Tabla 3.16 Series hidrológicas propuestas para el PT Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 60

19 _1970 _1999 _1971 _1972 _1983 _1998 _1981 _1982 _2006 _2008 _1997 _1969 _1986 _1967 _2007 _2001 _2011 _1973 _1979 _1978 _1984 _1974 _2000 _1975 _1987 _1996 _2003 _2004 _2010 _1985 _1965 _2009 _1991 _1968 _1995 _1966 _1980 _1977 _1990 _2002 _1976 _2005 _1988 _1993 _1994 _1992 _1989 Costo Operativo Total (US$) Informe /DP ,7E+09 Costo Total de Operación Según Serie Hidrológica 3,2E+09 2,7E+09 2,2E+09 1,7E+09 Percentil 5 Serie hidrológica Húmeda Percentil 50 Serie hidrológica Media Percentil 95 Serie hidrológica Seca 1,2E+09 Año de Inicio de la Serie Hidrológica Uninodal Figura 3.8 Series hidrológicas propuestas para el PT Futuros de precios de combustibles Se considera tres futuros de combustibles (costo alto, medio y bajo), para acotar el rango de variación de ésta incertidumbre. Cada uno de estos futuros es representado mediante factores de combustible alto y medio que son aplicados al resultado de costo medio de las simulaciones del PERSEO, estimando de esta manera los futuros de costos de operación alto y bajo. Se asume que los precios de los combustibles afectan directamente los costos de operación esperados de las simulaciones de PERSEO. Si los precios suben o bajan, se espera que los costos de operación también suban o bajen de manera concordante. Si bien no existe una proporción directa constante entre los costos de los combustibles y los costos de operación, asumir esa premisa será una buena aproximación. Además, hará más simple el trabajo de planificación al permitir disminuir el número de simulaciones de PERSEO hasta una cifra cercana a las 1830 (si se simularan todos los futuros de combustibles, esta cifra se multiplicaría por 3). Determinación de factores de combustible.- Como criterio para la formulación de los futuros de combustibles se trata de representar las proyecciones alta, media y baja que circunscriben todo el rango posible de variación de precios. Estos futuros fueron elaborados a partir de las proyecciones de la U.S. Energy Administration Information (EIA). Para los costos de combustibles líquidos se utilizaron las proyecciones de los casos reference case, high oil price y low oil price. Para los costos del gas natural se Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 61

20 Informe /DP utilizaron los escenarios reference case, High Shale Recovery y Low Shale Recovery (Energy Outlook 2013). El procedimiento utilizado ha sido el siguiente: Hacer simulaciones de PERSEO para periodos de 4 años en modo uninodal. Esto último con el objetivo de aislar el efecto económico de los precios de los combustibles en la operación, de las posibles restricciones de la red. En cada simulación, la demanda en cada año es la misma, y corresponde a la proyección media del año 2024 (futuro de demanda media), según sea el caso. Se consideraron dos futuros de oferta en cada simulación, uno mayormente hidráulico (60% en potencia instalada) y otro mayormente térmico (60% en potencia instalada). Se simularon todas las secuencias hidrológicas (de 1965 a 2011), utilizándose los costos de operación resultantes de ellas. Se simularon los tres futuros de combustibles y se calcularon los cocientes de los costos de operación total obtenidos de los futuros alto y bajo sobre el del futuro medio, obteniéndose los factores deseados. Los factores resultantes se muestran en la Tabla Por simplicidad se considera conveniente utilizar para todo el estudio un solo conjunto de factores, y dado que el futuro que presenta mayor variación es el de oferta mayormente térmica, se adoptarán los factores de este. De esta manera, los factores que representarán los futuros de combustibles alto, medio y bajo son 1.17, 1.00 y 0.84 respectivamente. Año Oferta Costo Combustible Costo de Operación Factor ALTO , % HIDRO MEDIO BAJO ,9872 ALTO , %TERMICA MEDIO BAJO ,9796 ALTO , % HIDRO MEDIO BAJO ,9189 ALTO , %TERMICA MEDIO BAJO ,8437 Tabla 3.17 Cálculo de Factores de los Futuros de Combustibles 3.5 Futuros de Costos de Inversión El costo de inversión es una incertidumbre por las siguientes razones: Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 62

21 Informe /DP Las longitudes de las rutas, tipos de terrenos, altitudes y climas por los que pasarán los proyectos solo serán conocidas con precisión cuando se realice la ingeniería de detalle. Para efectos del estudio del Plan se utilizan trazos aproximados. Los costos de los suministros en el mercado internacional pueden variar, como ha quedado demostrado en la historia reciente. En el nivel de 500 kv no hay módulos estándares de ONERGMIN. Para tener en cuenta las variables anteriores en el análisis se consideraron tres futuros de Costos de Inversión, representados por los valores 0.75, 1.00, y 1.50, que son factores a aplicar a los costos de inversión, operación y mantenimiento de las opciones de transmisión. 3.6 Expansión Base del SEIN La Expansión Base del SEIN se define como el sistema de transmisión actual más el desarrollo de los proyectos de generación, transmisión y demanda, previstos a ingresar en operación hasta el año Asimismo, cabe resaltar que con la Expansión Base del sistema se evalúa y determina el año requerido de los proyectos del Plan Vinculante resultantes del presente estudio de Actualización del Plan de Transmisión. Sistema de Transmisión Base Se considera el sistema de transmisión actual al 2014 y se añaden los proyectos de transmisión comprometidos, previstos a ingresar como parte de los proyectos contemplados en: El Plan Vinculante de la Actualización del Plan de Transmisión para el periodo , Plan Transitorio de Transmisión, Plan de Inversiones de Transmisión y proyectos que forman o formarán parte de ampliaciones de Contratos de Concesión de las empresas transmisoras. En la Tabla 3.18 se muestran los proyectos del Plan Vinculante del PT , los cuales junto con los proyectos de líneas de transmisión de la Tabla 3.19 y proyectos de subestaciones de la Tabla 3.20 constituyen el Sistema de Transmisión Base. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 63

22 Informe /DP N Proyecto Fecha Observación 1 Repotenciación de la LT 138 kv Aguaytía - Pucallpa 2015 Plan de REP 2 Repotenciación de la LT 220 kv Huanza - Carabayllo 2016 ISA REP en revisión del anteproyecto (*) 3 LT 500 kv Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo y SSEE Asociadas 2017 Licitada 4 SE Carapongo 500/220 kv 2017 Proceso de licitación aún no iniciado (*) 5 Repotenciación de la LT 220 kv Paragsha - Vizcarra 2017 ISA PERU en revisión del anteproyecto (*) 6 Repotenciación de la LT 220 kv Pachachaca - Callahuanca 2017 ISA REP en revisión del anteproyecto (*) 7 Repotenciación de la LT 220 kv Pomacocha - San Juan 2017 ISA REP en revisión del anteproyecto (*) 8 LT 220 kv Azángaro - Juliaca - Puno y SSEE Asociadas 2017 Proceso de licitación aún no iniciado (*) Repotenciación de la LT 220 kv Tingo María - Vizacarra - Proyecto de iniciativa privada. En Evaluación 9 Conococha 2018 (*) 10 Repotenciación de la LT 220 kv Trujillo - Cajamarca 2018 Proceso de licitación aún no iniciado (*) 11 LT La Niña - Frontera 500 kv (Interconexión Ecuador-Perú) 2018 Proceso de licitación aún no iniciado (*) Notas (*): Fecha estimada de ingreso en operación Tabla 3.18 Proyectos de transmisión del Plan Vinculante del PT FECHA LÍNEAS DE TRANSMIÓN 2014 Repotenciación de la LT 220 kv Chiclayo Oeste - Piura Oeste de 152 MVA a 180 MVA 2014 Repotenciación de la LT 220 kv Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA 2014 LT 220 kv Carabayllo - Nueva Jicamarca (doble circuito) 2014 LT 220 kv Tintaya - Socabaya (doble circuito) 200 MVA y SSEE Asociadas 2014 LT 500 kv Trujillo - La Niña 1400 MVA e instalaciones complementarias 2014 LT 138 kv Socabaya - Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones 2014 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea 220 kv San Juan - Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna) 2015 LT 220 kv Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas 2015 LT 138 kv Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 kv 2015 Proyecto Anillo en 138 kv Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kv 2015 LT 220 kv Industriales - Corpac 2015 Repotenciación de la LT 138 kv Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA 2015 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Linea 220 kv Ventanilla - Zapallal (L-2242/L2243) de 152 MVA a 270 MVA por terna 2015 LT 220 kv Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) 2016 LT 220 kv Moquegua - Los Héroes (2do circuito) y Ampliación de la SE Los Héroes 2016 Repotenciación de la LT 220 kv San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A 2016 LT 220 kv Nueva Jicamarca - Colonial 2016 LT 220 kv Carhuaquero - Cajamarca Norte (300 MVA) y LT 220 kv Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba (200 MVA) 2016 LT 220 kv Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y SSEE Asociadas 2016 LT 220 kv La Planicie REP - Industriales 2016 LT 220 kv Friaspata - Mollepata y SE Mollepata 220/66 kv - 50 MVA 2017 LT 220 kv Nicolás Ayllón - Drv. Nicolás Ayllón 2018 LT 220 kv Moyobamba - Iquitos y SSEE Asociadas Tabla 3.19 Proyectos en líneas de transmisión que conforman el sistema de transmisión base. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 64

23 Informe /DP FECHA SUBESTACIONES 2014 SE Puno: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 138/60/22.9 kv - 40/40/20 MVA 2014 SE Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kv 2014 SE Los Industriales (Nueva) 220/60 kv MVA 2014 Nueva SE Pariñas 220 kv 2014 SE Trujillo Norte: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 220/138/22.9 kv - 100/100/20 MVA 2014 SE Shahuindo 220 kv 2014 SE Nueva Jicamarca (SE Mirador) 220 kv MVA 2014 SE La Ramada 220 kv - 30 MVA 2014 Nueva SE Reque 220 kv (antes llamada SE Chiclayo Sur) 2015 SE Paramonga Nueva 220 kv: Transformador Trifásico de 220/60/10 kv - 30 MVA 2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kv 2015 SE Nueva Nazca 220/60 kv - 75 MVA 2015 SE Nueva Chincha 220/60 kv - 75 MVA 2015 Ampliación de la capacidad de transformación en las SSEE Aguaytia 220/138/22.9 kv y Pucallpa 138/60/10 kv 2015 Nueva SE Corpac 220 kv - 2x50 MVA 2015 SE Nueva Lurín 220 kv 2015 Nueva SE Ilo 3 138/220 kv de 400 MVA 2016 SE Nueva Colonial 220/60/10 kv - 2x180 MVA 2016 SE Orcotuna 220/60 kv, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kv 2017 Nueva SE Nicolás Ayllón 220 kv Tabla 3.20 Proyectos en subestaciones que conforman el sistema de transmisión base. Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 65

24 Informe /DP LT 220 kv Carhuaquero-Cajamarca- Caclic-Moyobamba may-2016 LT 220 kv Moyobamba-Iquitos oct-2018 LT 220 kv Friaspata-Moyepata nov-2016 LT 500 kv Trujillo-La Niña jul-2014 LT 220 kv MachuPicchu-Abancay- Cotaruse ene-2015 LT 220 kv MachuPicchu-Quencoro- Onocora-Tintaya ago-2016 LT 220 kv Azángaro- Juliaca-Puno ene-2017 LT 500 kv Mantaro-Marcona- Socabaya-Montalvo ene-2017 LT 220 kv Tintaya- Socabaya may-2014 LT 220 kv Moquegua- Los Héroes ene-2017 Figura 3.9 Proyectos de líneas de transmisión. Expansión de la Generación Al parque de generación existente se le adiciona la expansión de la generación, que 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 Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 66

25 Informe /DP Energéticos Renovables (RER) y algunos proyectos menores con alta probabilidad de ejecución que cuentan con estudio de Pre Operatividad aprobado. FECHA PROYECTO EMPRESA MW CH Huanza EMPRESA DE GENERACION HUANZA 45 CT Fenix FENIX POWER PERÚ 268 Central Eólica Cupisnique ENERGÍA EÓLICA 80 Central Eólica Talara ENERGÍA EÓLICA 30 Central Eólica Marcona PARQUE EÓLICO MARCONA 32 CH Machupicchu II EGEMSA 100 CH Pelagatos HIDROELECTRICA PELAGATOS 20 CH Santa Teresa LUZ DEL SUR 98 Central Biomasa La Gringa V CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2 CH Langui II CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI 3 CH Manta PERUANA DE INVERONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 20 CH Runatullo III EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20 CH Runatullo II EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 19 Central Solar Moquegua FV SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16 CH Canchayllo ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 5 CH Huatziroki I ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11 CH Rucuy EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS 20 Reserva Fría - Planta Puerto Maldonado INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 18 Reserva Fría - Planta Pucallpa INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 40 CH Quitaracsa ENERSUR 112 Reserva Fría - Planta de Eten PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN 219 CH Cola 1 HIDROELECTRICA COLA 10 CH Tulumayo IV EGEJUNIN TULUMAYO IV 40 CH Tulumayo V EGEJUNIN TULUMAYO V 65 CH Macon EGEJUNIN MACON 10 CH Tingo COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 9 CH Zaña 1 ELECTRO ZAÑA 13 Parque Eólico T res Hermanas CONSORCIO TRES HERMANAS 97 CH 8 de Agosto GENERACIÓN ANDINA 19 CH El Carmen GENERACIÓN ANDINA 8 CH Cheves I EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES - SN POWER 168 CH Chancay NERSA 19 CH Huasicancha EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 6 CH Colca EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12 CH Chilcay EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12 CH Yarucaya HUAURA POWER GROUP 17 CH Chancay 2 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS 40 CH La Virgen PERUANA DE ENERGÍA 64 CH Vilcanota 2 RENEWABLE ENERGY PERÚ 20 Planta No 1 (Region Arequipa) SAMAY Parque Eólico Malabrigo PETROLERA MONTERRICO 43 CH Santa Lorenza I EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SANTA LORENZA 19 CH Cerro del Águila CERRO DEL AGUILA 525 CH Las Orquideas ELECTRO ORIENTE 16 CH RenovAndes H1 RENOVABLES DE LOS ANDES 20 CH Chaglla EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA 456 CH Carpapata III UNIÓN ANDINA DE CEMENTOS 13 CH Pallca ANDEAN POWER 10 CH Carhuac ANDEAN POWER 16 Central Eólica Yacila GENERALIMA 48 CH Potrero EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 20 CH Marañón HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN 88 CH Hydrika 1-5 INTERNATIONAL BUNESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 39 CH Karpa HIDROELÉCTRICA KARPA 19 CH Laguna Azul HIDROELÉCTRICA LAGUNA AZUL 20 Planta No 2 (Region Moquegua) ENERSUR 500 CT Santo Domingo de los Olleros - T V TERMOCHILCA 86 CH Pucará EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI 150 CH Angel I-II-III GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 60 CH Moyopampa (Ampliación) EDEGEL S.A. 45 CH Curibamba EDEGEL S.A. 163 CH Olmos 1 PROYECTO ESPECIAL OLMOS TINAJONES 50 CH Rapay 2 SN POWER 80 CH Las Cruces GENERAL COMMERCE 15 Tabla 3.21 Proyectos de generación para el periodo Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 67

26 MW MW Informe /DP Para un mejor entendimiento de la conformación de los proyectos de generación en la Figura 3.10 y en la Figura 3.11 se muestra la evolución esperada de la generación instalada por tipo de tecnología y por ubicación en el SEIN, respectivamente RER (**) Hidro Gas Diesel/Gas SEIN (acumulado) Figura 3.10 Incremento de potencia en el SEIN por tipo de proyectos Norte Sur SEIN (acumulado) Figura 3.11 Incremento de potencia en el SEIN por zonas Demanda del SEIN Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 68

27 Informe /DP El crecimiento de la demanda del SEIN es consecuencia del incremento de la demanda vegetativa y de los proyectos de demanda con mayor certidumbre de ingresar en operación hasta el año AÑO ENERGÍA POTENCIA GWH % MW % ,7% ,0% ,0% ,6% ,0% ,2% ,0% ,2% ,2% ,0% PROMEDIO (*) * Demanda a nivel de generación 3.7 Escenarios Base (Nudos) 11,0% 9,8% Figura 3.12 Proyección de demanda. A partir de los futuros extremos o Nudos definidos en los numerales anteriores, se deben realizar combinaciones factibles de ellos, las que a su vez serán combinadas con los planes a evaluar generando los Escenarios Base (también llamados Nudos ), los cuales serán simulados en PERSEO. De las incertidumbres analizadas, se considera que la Demanda y la Generación tienen cierta dependencia, y por lo tanto se debe analizar si es factible su combinación. El desarrollo de ambas variables está relacionada a las decisiones privadas de los agentes del mercado, entendiéndose que la Demanda es independiente, mientras que el desarrollo de la Generación estará en función de la primera. En ese sentido, se ha supuesto que para el año 2020 se ha negado esa posibilidad que se desarrollen grandes proyectos hidroeléctricos en la zona Norte. Asimismo, se ha negado la posibilidad de desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos en la zona Oriente, dado que el tiempo para su desarrollo debido a su tamaño y complejidad técnica y ambiental no les permitiría estar operando para el año Para el año 2024 se tendrá mayor demanda que en el 2020, y se tendrá mayor tiempo para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, por lo que se considera que si es posible que se desarrollen los grandes proyectos hidroeléctricos tanto en el Norte como en el Oriente, aún para el futuros de demanda media, y con más razón para las Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 69

28 Informe /DP futuros de demanda optimistas. Al igual que en el año 2020, se asume que para el futuro de demanda pesimista no se desarrollarán este tipo de proyectos. En cuanto a las otras incertidumbres, se considera que la hidrología, para el horizonte de evaluación, es una variable aleatoria, mientras que los precios de combustibles y los costos de inversión (asociados principalmente a los costos de los metales y otras materias primas) dependen de la evolución del mercado internacional. En ese sentido, se ha asumido que la combinación de los futuros de estas incertidumbres con los futuros de demanda y generación no tiene restricciones. Aplicando los criterios anteriores, en los gráficos siguientes se muestran los Escenarios Base o Nudos que serán simulados en PERSEO. Cabe indicar que en gráfico ya se está incluyendo la información del número de planes a evaluar (cuatro), y que se considerarán dos condiciones de transmisión (con y sin límites), lo cual es necesario para el posterior cálculo de atributos. Asimismo, no se está considerando la información de los futuros de combustible y de costos capitales, los cuales no incrementan el número de casos a simular, pues su aplicación será posterior a las simulaciones indicadas. Año 2020 Oferta Demanda Prioridad de Desarrollo de Grandes Centrales Tipo Proyectos de Sin Desarrollo CC.HH. Oriente CC.HH. Norte Nodo Sur Optimista N-S Media Según evaluación Mayormente Térmica Según evaluación Mayormente Renovable Según evaluación Mayormente Térmica Según evaluación Mayormente Renovable Según evaluación Mayormente Optimista - Térmica Costa Según evaluación Mayormente Renovable Según evaluación Mayormente Optimista - Térmica Sierra Según evaluación Mayormente Renovable Pesimista - Según evaluación 25 futuros Demanda x Oferta x 3 Series Hidrológicas (Seca, Promedio, Húmeda) x 2 Condiciones Transmisión x 5 Plan 750 Escenarios Simulados Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 70

29 Informe /DP Año 2024 Oferta Demanda Prioridad de Desarrollo de Grandes Centrales Tipo Proyectos de Sin Desarrollo CC.HH. Oriente CC.HH. Norte Nodo Sur Según evaluación Mayormente Según evaluación Térmica Optimista N-S Según evaluación Según evaluación Mayormente Según evaluación Renovable Según evaluación Mayormente Térmica Según evaluación Media Según evaluación Mayormente Según evaluación Renovable Según evaluación Mayormente Según evaluación Térmica Optimista - Según evaluación Costa Según evaluación Mayormente Según evaluación Renovable Según evaluación Mayormente Según evaluación Térmica Optimista - Según evaluación Sierra Según evaluación Mayormente Según evaluación Renovable Pesimista - Según evaluación 36 futuros Demanda x Oferta x 3 Series Hidrológicas (Seca, Promedio, Húmeda) x 2 Condiciones Transmisión x 5 Plan 1080 Escenarios Simulados Figura 3.13 Escenarios Base (Nudos) Dirección de Planificación de Transmisión Informe Pág. 71