ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN PERÍODO

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1 ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN PERÍODO Informe COES/DP

2 INFORME COES/DP-SPL ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN PERÍODO

3 ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES OBJETIVO INFORMACIÓN UTILIZADA Proyección de la demanda Plan de obras de generación Plan de obras de transmisión MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN Antecedentes Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO VERIFICACIÓN DEL MRFO PARA EL PERIODO 2013 AL Premisas para verificación del MRO Potencia Firme del SEIN al año Potencia Firme del SEIN periodo (Nuevas Unidades) Verificación del MRO para el periodo Margen de Reserva de Generación del SEIN CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA COMPROBAR EL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE RESERVA DE GENERACIÓN BAJO CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA Modelamiento del Sistema Bloques Horarios Reserva Rotante Embalses Disponibilidad de gas natural de Camisea Costos Variables Hidrología Capacidad de Líneas de Transmisión SIMULACIONES Y RESULTADOS DEL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE GENERACIÓN Caso Base Hidrología Seca Salida del Complejo del Mantaro Sensibilidad Purga de la presa Tablachaca

4 8.5 Sensibilidad - Salida del ducto de gas de Camisea Sensibilidad Retraso de proyectos hidroeléctricos PROPUESTA DEL COES DE LA NUEVA CENTRAL DE RESERVA DE GENERACIÓN Premisas para definir el tamaño y ubicación de la Nueva Central de Reserva Disponibilidad de suministro y almacenamiento de combustible Disponibilidad de espacio físico y facilidad de acceso al sistema de transmisión eléctrica Distribución de la Reserva de Generación Ubicación de la Nueva Central de Reserva de Generación ANÁLISIS DE LA EXPANSIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE Expansión de la generación eficiente Resultados de la operación del sistema considerando la expansión de la generación eficiente Análisis de los resultados PROPUESTA DEL COES DE NUEVA CENTRAL DE RESERVA Y FUTURA GENERACIÓN EFICIENTE A GAS NATURAL EN EL SUR CONCLUSIONES

5 LISTA DE FIGURAS Figura N 8.1 Reserva de Generación del SEIN Hidrología Promedio Figura N 8.2 Reserva de Generación del SEIN por Zonas Hidrología Promedio Figura N 8.3 % Reserva de Generación del SEIN por Zonas Hidrología Promedio Figura N 8.4 Reserva de Generación del SEIN Hidrología Seca Figura N 8.5 % Reserva de Generación del SEIN Hidrología Seca Figura N 8.6 Reserva de Generación del SEIN Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y Restitución) Figura N 8.7 % Reserva de Generación del SEIN Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y Restitución) Figura N 8.8 Reserva de Generación del SEIN Purga de la presa Tablachaca Figura N 8.9 % Reserva de Generación del SEIN Purga de la presa Tablachaca Figura N 8.10 Interrupción de suministro en el SEIN ante la indisponibilidad del ducto de gas Figura N 8.11 Reserva de Generación del SEIN Retraso de proyectos hidroeléctricos Figura N 8.12 % Reserva de Generación del SEIN Retraso de proyectos hidroeléctricos Figura N 9.1 Refinerías terminales y plantas de ELECTROPERÚ Figura N 9.2 Ruta proyectada del Gasoducto Sur Peruano Figura N 9.3 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Callao Figura N 9.4 Probable subestación de conexión de la Nueva Central de Reserva ubicada en la zona del Callao Figura N 9.5 Línea de conexión al el SEIN de la Nueva Central de Reserva, en caso se ubicara en la zona de Callao Figura N 9.6 Área de influencia de la refinería de Conchan Figura N 9.7 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Lurín Figura N 9.8 Área de influencia de la SE San Juan Figura N 9.9 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Mollendo Figura N 9.10 Posible ubicación de la Nueva Central de Reserva en la SE San José Figura N 10.1 Expansión de la generación eficiente con proyectos hidroeléctricos Figura N 10.2 Expansión de la generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y a gas Figura N 10.3 Costos marginales promedios ponderados en la Barra Santa Rosa 220 kv Figura N 10.4 Comparación de costos operativos del SEIN según escenarios de generación Figura N 11.1 Propuesta de la Nueva Central de Reserva y futura central eficiente

6 LISTA DE TABLAS Tabla 4.1: Proyección de demanda global Tabla 4.2: Principales proyectos de demanda Tabla 4.3: Programa de obras de generación Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión Tabla 5.1: Proyección de la demanda Tabla 5.2: Proyectos candidatos Tabla 5.3: Resultados del MRFO Tabla 6.1: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 1) Tabla 6.2: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 2) Tabla 6.3: Factor de Indisponibilidad Fortuita Tabla 6.4: Margen de Reserva de Generación del SEIN Tabla 6.5: Generación adicional en el SEIN para cumplir con el MRO Tabla 7.1: Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación Tabla 7.2: Contrato de transporte firme de gas natural de Camisea Tabla 8.1: Comparación de la Reserva del SEIN para Hidrología Promedio e Hidrología Seca Tabla 8.2: Centrales térmicas que se afectan por la indisponibilidad del ducto de gas Tabla 8.3: Potencia Efectiva total que se afecta ante la indisponibilidad del ducto de gas Tabla 9.1 Margen de reserva de generación de la zona Norte Tabla 9.2 Margen de reserva de generación de la zona Centro Tabla 9.3 Margen de reserva de generación de la zona Sur Tabla 10.1 Diferencia de los costos operativos del SEIN según escenarios de generación Tabla 10.2 Consumo de combustible diesel para los escenarios de generación Tabla 10.3 Consumo de combustible residual para los escenarios de generación Tabla 11.1 Propuesta de la Nueva Central de Reserva Tabla 12.1 Máxima Demanda Anual del SEIN Tabla 12.2 Expansión de la Generación del SEIN Tabla 12.3 Margen de Reserva de Generación del SEIN Tabla 12.4: Generación adicional requerida en el SEIN para cumplir con el MRO Tabla 12.5 Margen de Reserva de Generación del SEIN por Zonas

7 LISTA DE ANEXOS Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D : Proyección de la Demanda : Potencia Firme de las unidades de generación del SEIN : Premisas y Consideraciones para modelar el sistema en el SDDP : Resultados de la operación del sistema mediante el SDDP Anexo E : Resultados de la operación del sistema al año

8 ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN - PERÍODO RESUMEN EJECUTIVO 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, que sea suficiente para cubrir la operación normal y 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 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 En marzo de 2011 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) emitió la Resolución Ministerial N 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. En el presente Estudio el COES presenta los resultados del estudio de verificación del MRFO correspondiente al período 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. Proyección de la demanda Para el periodo se estima un crecimiento de la Máxima Demanda anual del SEIN a una tasa promedio de 11,2% respecto al año 2012, que equivale 6

9 a 705 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2818 MW hasta el 2016, lo que equivale a un incremento del 53% respecto a la demanda de Proyección de la demanda del SEIN 1 Año Energía Potencia GWh % MW % ,8% ,7% ,8% ,8% ,1% ,8% ,2% ,5% Promedio ,0% 11,2% Expansión de la oferta Para el periodo en el SEIN se instalarán 4356 MW, lo que representa un incremento del 61% sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2012 (7 122 MW), de los cuales el 17% se instalará en la zona Norte, el 58% en la zona Centro y el 25% en la zona Sur. Expansión de la oferta del SEIN 1 Tipo MW MW MW MW Hidro Térmico RER (*) Total SEIN (*)No incluye las pequeñas CCHH, las cuales están en el rubro Hidro. Fijación del MRFO por OSINERGMIN Para la fijación del MRFO del SEIN el OSINERGMIN determinó el Margen de Reserva Óptimo (MRO) cuyo valor promedio para el periodo es de 33,3%, el cual incluye el aporte a la reserva de las unidades definidas como Reserva Fría de Generación (RFG). Se entiende que se definió de esa manera 1 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Período , COES,

10 por un interés tarifario, para poder restar la RFG del MRO y calcular el precio de la potencia sobre el restante, dado que la RFG tiene su propio esquema tarifario. Sin embargo, para efectos de verificar la reserva de generación, se deben considerar tanto las unidades de RFG como el resto de unidades de generación que operan en el sistema, dado que ambos tipos de unidades contribuyen a la reserva del SEIN. En ese sentido, en el presente informe se ha verificado el cumplimiento del MRO. OSINERGMIN, para la determinación del MRFO, considera la comparación entre la Potencia Firme de las unidades generadoras del SEIN, con la Máxima Demanda anual del sistema. Acorde a la definición expuesta en el estudio de fijación del MRFO 2, el valor de éste, con vigencia del 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017, es igual al Margen de Reserva Óptimo (MRO) de 33,3% menos el equivalente porcentual de las potencias de las centrales de Reserva Fría de Generación, conforme ingresen en operación, respecto de la máxima demanda del SEIN. Verificación del MRFO para el periodo Considerando los mismos criterios de cálculo utilizados en la fijación del valor del MRO, se analizó el cumplimiento de dicho valor en el SEIN para el periodo , utilizando para esto los valores de reserva a diciembre de cada año, fecha en que ocurre la Máxima Demanda del sistema. Los resultados de este análisis se muestran en la siguiente tabla: Margen de Reserva de Generación del SEIN. Máxima Potencia Potencia Margen de Margen de Demanda Efectiva de Firme de Reserva de Reserva de Año MW Generación Generación Generación Generación MW MW MW % (1) (2) (3) (3) - (1) (3)/(1) ,2% ,8% ,3% ,9% 2 Informe N GART, Determinación del MRFO y TIF Para el Sistema Interconectado Nacional, Periodo , OSINERGMIN,

11 Se observa que para el periodo el margen de reserva de generación del SEIN está por debajo del MRO vigente (33,3%). En la siguiente tabla se muestra la generación adicional mínima que se requiere instalar en el sistema para cumplir con el MRO vigente. Generación adicional para cumplir con el MRO Para cumplir con el MRO (33,3%) se requiere instalar en el sistema como mínimo 360 MW de generación en el periodo , los cuales serán parte de la Nueva Central de Reserva. Generación Año Adicional MW Comprobación de Desempeño del Margen de Reserva de Generación bajo Condiciones Reales de Operación del Sistema Con la finalidad de comprobar el desempeño del margen de reserva de generación bajo condiciones reales de operación del sistema, en las que se consideren el efecto de las líneas de transmisión, capacidad del ducto que transporta el gas de Camisea hacia la costa central y asignación de Reserva Operativa en el SEIN, se analizaron los siguientes escenarios: a) Caso Base: Considera la operación del sistema con hidrología promedio, en base a los registros históricos de hidrología, correspondientes al período b) Hidrología Seca: Se simula la operación del sistema considerando hidrología seca (95% de excedencia). c) Salida del Complejo del Mantaro: Considera fuera de servicio en todo el horizonte de análisis la salida del complejo Mantaro (centrales hidroeléctricas de Mantaro y Restitución). Adicionalmente se analizaron las siguientes condiciones de operación que se podrían presentar en el sistema (sensibilidades): 9

12 d) Sensibilidad Purga de la presa Tablachaca: Se considera indisponible a las centrales hidroeléctricas de Mantaro, Restitución y Cerro del Águila por la purga de la presa Tablachaca, la cual se realiza en el periodo de avenida (febrero o marzo), durante una semana. e) Sensibilidad - Salida del Ducto de Gas Camisea Costa Central: Se considera indisponible el gasoducto de Camisea Costa Central, el cual afecta la operación de las centrales que operan exclusivamente con el Gas de Camisea. f) Sensibilidad Retraso de proyectos hidroeléctricos: Considera un retraso de un año en las construcciones de las centrales hidroeléctricas de Chaglla y Cerro del Águila. De los resultados obtenidos se observa que para los tres primeros escenarios el sistema opera sin llegar a racionar el suministro eléctrico en el sistema, sin embargo para el caso de la salida del complejo Mantaro se observa que para el periodo de estiaje de los años 2014 y 2015 la reserva en el sistema será nula. Para los casos de sensibilidad, el caso más crítico es la salida del ducto de gas de Camisea en cualquier periodo del 2013 al 2016, lo cual implicaría un racionamiento del suministro eléctrico en el SEIN que varía en el orden de 500 hasta 1600 MW. El margen de reserva fijado por el OSINERGMIN en 33,3%, determinado bajo criterios de optimización, considera también la posibilidad de racionamientos en el sistema, ya que no sería económico eliminarlos totalmente. Propuesta del COES de la Nueva Central de Reserva De acuerdo a la Resolución Ministerial N MEM/DM referida a la Licitación de Reserva Fría, el COES deberá proponer y sustentar la ubicación en el SEIN de la central de reserva; además se debe garantizar que dicho margen sea distribuido en el SEIN con base a criterios de eficiencia. Para definir la ubicación de la o las centrales de reserva se analizó la facilidad para el suministro y almacenamiento de combustible líquido en los puertos de la costa peruana. De información de PETROPERÚ se obtuvo que los puertos que cuentan con plantas de distribución de combustible que cuentan con suficiente capacidad, y mayor facilidad de suministro a plantas de generación, son los del Callao y Mollendo, así como la refinería de Conchán. Para la ubicación de las 10

13 centrales de reserva también se tomó en cuenta la disponibilidad de espacios físicos, así como la facilidad del sistema de transmisión del SEIN para evacuar la energía de la central. Con el objetivo de cumplir con el criterio de mantener el margen de reserva distribuido geográficamente en el SEIN, se analizó la localización de centrales de reserva en las zonas Norte, Centro y Sur del país. Los análisis concluyen que la zona Sur es la más deficitaria de reserva de generación, por lo que se eligió esta zona para la ubicación de la generación de reserva. Como ya se indicó, para cumplir con el MRO de 33,3% se requiere instalar como mínimo 360 MW de generación hasta el año 2016; sin embargo para cumplir con el criterio de eficiencia (exigido también por la RM N MEM/DM), a fin de que la generación a proponer no tenga solo un carácter coyuntural, se requiere analizar la operación del sistema más allá del año Análisis de la Expansión de Generación Eficiente Este análisis se hace a partir del capítulo 4 del Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN periodo Para el periodo se cuenta con una lista de proyectos de generación con alta probabilidad de ingresar a operar al SEIN, debido a que se trata de proyectos que están en etapa de construcción, están adjudicados en subastas de generación, serán licitados o cuentan con concesiones definitivas. Luego del año 2016 no se tienen comprometidos nuevos proyectos de generación. Para evaluar la expansión de los proyectos de generación eficiente más allá del 2016, se consideraron proyectos hidroeléctricos con suficiente nivel de maduración que cuenten con estudios, y con los tiempos mínimos de implementación. Por tanto, para el periodo se definió de manera determinística un escenario de expansión de la generación eficiente, con una lista de proyectos de generación hidroeléctricos de largo plazo que cuentan con estudios, donde se considera las fechas más cercanas de entrada en servicio. Asimismo, se definió otro escenario con la inclusión de un proyecto energético a gas natural, con plazos menores de ejecución que los grandes proyectos hidroeléctricos, tomándose como referencia el proyecto Nodo Energético en el 11

14 sur del Perú 3 y el proyecto Mejoras en la Seguridad Energética del País y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano 4, proyectos que cuentan con decisión y aprobación de ejecución. En base a lo anterior, se definieron los dos escenarios de generación mencionados, como sigue: Escenario de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos. Escenario de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y térmicos a gas natural en el Sur (ciclo combinados de MW en el año 2019). Los resultados de las simulaciones energéticas se presentan en las dos siguientes figuras: 3 R.S EF incorporó a PROINVERSIÓN el proyecto Mejoras en la Seguridad Energética del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano. 4 R.S EF incorporó a PROINVERSIÓN el proyecto Nodo Energético en el Sur del Perú. 12

15 ene-13 jun-13 nov-13 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-20 jul-20 dic-20 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 Costos Marginales (US$/MWh) Informe COES/DP-SPL Asimismo los resultados de costos marginales y costos operativos en el SEIN de las evaluaciones energéticas realizadas son los mostrados en las figuras presentadas a continuación. 350 Costos Marginales Promedios Ponderados Barra Santa Rosa 220 kv Generación Eficiente Hidros Generación Eficiente Hidros + Gas Sur 13

16 El consumo adicional de petróleo, sin el generación a Gas Natural en el Sur, llegaría hasta casi miles de galones anuales de petróleo Diesel y miles de galones de petróleo Residual, para el año De los resultados de la operación del sistema para el periodo se observa que se presenta un descalce entre la demanda y la oferta de generación eficiente del SEIN, lo que llevaría a un importante consumo de petróleo Diesel y Residual, que a su vez incrementaría los precios de la electricidad en el SEIN estacionalmente en Estiaje, hasta superar los 300 US$/MWh (costos marginales), por varios años, hasta la terminación e ingreso de grandes centrales hidroeléctricas. De la evaluación realizada se concluye que el proyecto de generación térmica a gas natural en el Sur, se presenta como el proyecto de generación eficiente de menor tiempo de ejecución, y requerido para reducir el déficit de generación eficiente observado. 14

17 Propuesta del COES de la Nueva Central de Reserva y Futura Generación Eficiente a Gas Natural en el Sur De los análisis efectuados se observó que para el largo plazo en el SEIN se requiere de generación eficiente que incluya la operación de unidades ciclo combinado, con el fin de evitar altos costos operativos en el sistema, por tanto la propuesta del COES de la Central de Reserva consiste en lo siguiente: Etapa Unidad Cantidad Capacidad Total MW MW Primera Etapa Turbo gas Etapa Posterior Turbo gas Turbovapor Total (Ciclo combinado) Se propone que para el periodo se instalen en la zona de Mollendo- Matarani una central de reserva con dos turbinas de 200 MW cada una, y que esta central forme parte del futuro proyecto de generación eficiente a gas natural del Nodo Energético del Sur cuando se disponga del Gasoducto Sur Peruano. Para la evacuación de la energía, en una primera etapa se propone un circuito a 500 kv de aproximadamente 50 km hasta la subestación San José 500 kv, implementada por el proyecto minero Ampliación Cerro Verde, y en una etapa posterior un segundo circuito similar, con lo cual se podrá evacuar la energía del proyecto integral de ciclo combinado, que totalizaría MW. Es importante señalar que el proyecto así propuesto, que formaría parte del proyecto del Nodo Energético del Sur, requeriría para su ejecución la definición técnica de la localización de la planta considerando los siguientes aspectos: El suministro continuo y confiable de petróleo Diesel, desde la planta de distribución de combustibles de Petroperú en la zona de Matarani- Mollendo. Suministro de agua dulce para enfriamiento y/o reposición de la etapa de vapor de la planta de Ciclo Combinado. Aspectos ambientales que esto conlleva. El proyecto propuesto se presenta esquemáticamente en la figura mostrada a continuación. 15

18 Propuesta de la Nueva Central de Reserva para el periodo Se observa que en una primera etapa se utilizaría dos turbinas de ciclo abierto (2x200 MW) como las unidades de la Nueva Central de Reserva. Las demás turbinas podrían ser utilizadas a futuro como otras unidades de la Central de Reserva, o como parte del proyecto Nodo Energético del Sur, cuando se desarrolle el proyecto Gasoducto Sur Peruano. Conclusiones De los resultados obtenidos, se puede concluir que: Se estima que para el periodo el margen de reserva de generación del SEIN se encuentre por debajo del MRO vigente (33,3%), y por tanto para cumplir con dicho margen en el SEIN se requerirá instalar una Central de Reserva con un mínimo 360 MW. Se ha analizado el desempeño del margen de reserva de generación, para los casos de hidrología promedio, hidrología seca y salida del complejo Mantaro, encontrándose que el sistema opera sin llegar a racionar el 16

19 suministro eléctrico. Sin embargo, se precisa que para el caso de la salida del complejo Mantaro, no se contará con reserva en el sistema en los periodos de estiaje de los años 2014 y 2015, como consecuencia de la falta de generación para cumplir con el MRO de 33,3%. Para el caso de la pérdida del ducto de gas de Camisea se obtuvo un racionamiento eléctrico en el sistema, que varía entre 500 MW y MW, dependiendo de la oportunidad en que ocurra la contingencia. Considerando que la zona con mayor desbalance oferta/demanda es la zona Sur, y con el objetivo de distribuir la reserva en todo el SEIN, se recomienda que la Central de Reserva se instale en dicha zona. Asimismo, considerando la existencia de facilidades para el suministro y almacenamiento de combustible líquido, así como el acceso a la red de transmisión, se propone que la Central de Reserva esté instalada en la zona de Mollendo-Matarani. Del análisis de la expansión de la generación hasta el año 2024, se observó que se presenta un déficit de generación eficiente en el sistema por más de 4 años, debido a que los tiempos de implementación de proyectos hidroeléctricos mayores son largos. Este déficit lleva a que se que incrementen los costos operativos, por uso de petróleo Diesel y Residual. Se estima que el Proyecto del Gasoducto del Sur Peruano y el Nodo Energético del Sur se podrían implementar en menor tiempo, considerando un proyecto de MW de generación térmica a gas natural en ciclo combinado, de modo tal que reduzca el déficit de generación eficiente presentado. Considerando lo anterior, se recomienda que la Central de Reserva a instalarse en el periodo sea un adelanto del proyecto indicado. Específicamente se plantea la instalación de dos unidades duales de 200 MW cada una, que operen inicialmente como central de reserva, utilizando combustible diesel, y que posteriormente pasen a operar con gas natural. Es importante resaltar que con la inclusión de la central de reserva propuesta de 400 MW, el racionamiento del suministro eléctrico en el sistema para el caso de la pérdida del ducto de gas de Camisea, se 17

20 reducirá al rango de 100 a MW, dependiendo de la oportunidad en que ocurra la contingencia. Si se quisiera evitar totalmente dicho racionamiento se tendría que colocar centrales de reserva por MW, lo cual nos llevaría a tener una reserva de más de 48%. 18

21 ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN - PERÍODO INTRODUCCIÓN 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 locación 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 depende en gran medida de la evolución de los proyectos de generación y de demanda, variables que están sujetas a las incertidumbres del mercado. Es así que se pueden presentar en el tiempo descalces entre la oferta y la demanda, lo que trae como consecuencia que la reserva de generación se reduzca a márgenes muy por debajo del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO), margen considerado en la remuneración de la potencia fijada por OSINERGMIN. Dado que el MRFO es el margen de generación que debe garantizarse para mantener una operación segura ante diferentes contingencias y condiciones operativas, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), mediante la Resolución Ministerial N MEM/DM, estableció que el COES debe verificar anualmente el cumplimiento del MRFO en un horizonte de cuatro años, y acorde, proponga nuevas centrales de reserva para alcanzar el referido margen. En el presente Informe se exponen los resultados del Estudio de Verificación del MRFO del SEIN en el Período del 2013 al 2016 acorde a lo dispuesto por el MINEM. Considerando los tiempos de implementación de los proyectos de generación de Reserva Fría, la propuesta de nuevas centrales de reserva se hará efectiva para los dos últimos años del estudio ( ). 19

22 2 ANTECEDENTES En marzo de 2011 el MINEM emitió la Resolución Ministerial N MEM/DM en cuyo Artículo 1 se establece que el COES debe verificar anualmente que se cumpla el MRFO del sistema para un horizonte de cuatro años. Asimismo establece que acorde a los resultados de la verificación realizada se licitarán nuevas centrales, las mismas que el COES propondrá y sustentará su ubicación. Como parte de su función reguladora de precios y tarifas para el Mercado Regulado, OSINERGMIN determina el MRFO y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para un periodo de cuatro años. En cumplimiento de su función, OSINERGMIN ha fijado el MRFO para el periodo 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017, con un valor que es igual al Margen de Reserva Óptimo (MRO) de 33,3% menos el porcentaje que representa la Potencia Firme de las unidades que integran la Reserva Fría de Generación (RFG). 3 OBJETIVO Analizar el cumplimiento del Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN para el periodo y, de ser el caso, proponer la implementación de nuevas centrales de reserva de Generación en el sistema, a fin de garantizar el cumplimiento de dicho margen. 4 INFORMACIÓN UTILIZADA 4.1 Proyección de la demanda La proyección de la demanda del SEIN corresponde a la estimación realizada en el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN, periodo (Escenario Base), cuyo sustento técnico se presenta en el Anexo A. En la Tabla 4.1 se resume la proyección de la demanda global del SEIN, en la que se aprecia que en el periodo se tiene una tasa promedio anual de 11,2% para el crecimiento de la potencia. 20

23 Tabla 4.1: Proyección de demanda global. Promedio ,0% 11,2% Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo En la Tabla 4.2 se resume la proyección de la demanda de los Grandes Proyectos que ingresarán al SEIN en el periodo PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA Año Energía Potencia GWh % MW % ,8% ,7% ,8% ,8% ,1% ,8% ,2% ,5% Tabla 4.2: Principales proyectos de demanda MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH Proyecto Tia Maria Ampliación Cerro Verde Ampliacion Quimpac (Oquendo) El Brocal (Colquijirca) Ampliación Shougang Hierro Perú Ampliación Antamina Ampliación Concentradora Toquepala Ampliación Concentradora Cuajone Ampliación de Aceros Arequipa Ampliación Cerro Lindo Ampliación Bayovar Ampliación Cemento Pacasmayo Ampliación Cementos Lima Toromocho Pachapaqui Antapacay Marcobre (Mina Justa) Las Bambas (Apurimac) Constancia Quellaveco Mina Chapi Chucapaca - Cañahuire Pukaqaqa (Milpo) Shahuindo Haquira (Antares) Ampliación de la Fundicion de Ilo Ampliación de la Refineria de cobre Corani Salmueras de Sechura La Arena El Porvenir Mina Alpamarca Cementos Piura Nueva Planta de Oxidos Volcan Ampliación SIDER PERU Total de Proyectos - Zona Norte Total de Proyectos - Zona Centro Total de Proyectos - Zona Sur TOTAL PROYECTOS Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo

24 4.2 Plan de obras de generación La expansión de la generación para el período 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 menores con alta probabilidad de ejecución. En la Tabla 4.3 se muestra el programa de obras de generación del SEIN para el periodo , y las referencias de sustentación de éstas se describen en la Tabla 4.4. Tabla 4.3: Programa de obras de generación. FECHA PROYECTO MW NOTAS ene-2013 C.H. Yanapampa - ELÉCTRICA YANAPAMPA. 4,1 (1) mar-2013 C.H. Huanza - EMPRESA DE GENERACION HUANZA 90,6 (2) abr-2013 C.H. Las Pizarras - EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE 18,0 (3) abr-2013 Reserva Fría de Generación - Planta Talara Dual D2/GasNatural - EEPSA 183,0 (4) jun-2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2 + TV (Ciclo combinado) - FENIX 534,0 (3) oct-2013 Retiro de la C.T. de Emergencia en Piura - ELECTROPERÚ (operación comercial hasta el 30/09/2013) 80,0 (5) oct-2013 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - SUR (Ilo) - ENERSUR 460,0 (3) oct-2013 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TG1- TERMOCHILCA. 197,6 (3) nov-2013 Central Eólica Cupisnique - ENERGÍA EÓLICA. 80,0 (3) nov-2013 Central Eólica Talara - ENERGÍA EÓLICA. 30,0 (3) dic-2013 C.H. Manta - PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 19,8 (3) ene-2014 Central Eólica Marcona - PARQUE EÓLICO MARCONA 32,0 (2) ene-2014 C.H Tingo - COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 8,8 (5) jun-2014 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - NORTE (Planta de Eten) 219,0 (3) jul-2014 C.H. San Marcos - HIDRANDINA 11,9 (6) jul-2014 C.H. Pelagatos - HIDROELECTRICA PELAGATOS S.AC. 20,0 (6) jul-2014 C.H. Santa Teresa - LUZ DEL SUR 98,1 (9) ago-2014 Central Biomasa La Gringa V - CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2,0 (6) oct-2014 C.H. Langui II - CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI S.A. 2,9 (3) nov-2014 C.H. Quitaracsa - ENERSUR 112,0 (8) dic-2014 C.H. Muchcapata - ANDES GENERATING CORPORATION S.A.C. 8,1 (6) dic-2014 C.H. Machupicchu II-Etapa - EGEMSA 99,9 (6) ene-2015 C.H. Carpapata III - Cemento Andino 12,8 (2) ene-2015 C.H. Cheves - SN POWER. 168,0 (2) ene-2015 C.H. Runatullo III - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20,0 (2) ene-2015 C.H. Runatullo II - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 17,6 (3) ene-2015 C.H. 8 de Agosto - ANDES GENERATING CORPORATION 19,0 (3) ene-2015 C.H. El Carmen - ANDES GENERATING CORPORATION 8,4 (3) ene-2015 Parque Eólico Tres Hermanas - CONSORCIO TRES HERMANAS 90,0 (2) ene-2015 Central Solar Moquegua FV - SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16,0 (7) ene-2015 C.H. Canchayllo - ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 3,7 (7) ene-2015 C.H. Huatziroki I - ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11,1 (2) ene-2015 C.H. RenovAndes H1 - RENOVABLES DE LOS ANDES 20,0 (8) ene-2015 C.H. Rucuy - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 20,0 (3) ene-2015 C.H. Vilcanota 2 - RENEWABLE ENERGY PERÚ S.A.C. 19,0 (6) mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Puerto Maldonado 18,0 (7) mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Pucallpa 40,0 (7) jul-2015 C.H. Angel III - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20,0 (3) jul-2015 C.H. Chaglla - EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA. 456,0 (8) jul-2015 C.H. Cola 1 - HIDROELECTRICA COLA 10,4 (6) jul-2015 C.H. Tulumayo IV - EGEJUNIN TULUMAYO IV 40,0 (6) jul-2015 C.H. Tulumayo V - EGEJUNIN TULUMAYO V 65,0 (6) jul-2015 C.H. Macon - EGEJUNIN MACON 10,0 (6) jul-2015 C.H. Chancay - SINERSA 19,2 (2) oct-2015 C.H. Zaña - ELECTRO ZAÑA 13,2 (2) ene-2016 C.H. Cerro del Águila - CERRO DEL AGUILA S.A. 525,0 (3) ene-2016 C.H. Nueva Esperanza - ANDES GENERATING CORPORATION 8,0 (3) feb-2016 C.H. La Virgen - PERUANA DE ENERGÍA 64,0 (3) mar-2016 C.H. Chancay 2 - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 40,0 (3) oct-2016 C.H. Potrero - EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 19,9 (3) oct-2016 C.H. Pucará - EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI 149,8 (9) dic-2016 C.T. Quillabamba - (4 TGs - 50 MW) - Gas Natural - ELECTROPERÚ 200,0 (10) Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo

25 Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación. NOTAS REFERENCIAS (Información al 31 de enero de 2013) (1): Fecha estimada, se encuentra en pruebas desde inicios de enero. (2): Según información de listado de Concesiones Definitivas de Generación publicado por la DGE - MINEM en noviembre de (3): Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN en setiembre de (4): Fecha de ingreso estimada considerando información enviada por la empresa en diciembre de (5): Según información enviada para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación para el año 2013 (Información de marzo y abril 2012). (6): Fecha estimada según información del Estudio de Pre Operatividad (EPO) del proyecto. (7): Según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización de OSINERGMIN, publicado en octubre - noviembre de (8): Según información enviada por la empresa en fecha: setiembre - octubre (9): Fecha de ingreso estimada según información de la USPP - OSINERGMIN. (10): Fecha de ingreso estimada. Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo Plan de obras de transmisión En la Tabla 4.5 se presenta el plan de obras de transmisión a desarrollarse en el SEIN para el periodo , y las referencias de sustentación de éstas. El plan de obras incluye proyectos del Plan Transitorio de Transmisión, Primer Plan de Transmisión, proyectos desarrollados por el MINEM a través de las adendas a los contratos de concesión de transmisión y proyectos de los Planes de Inversiones de Transmisión. 23

26 Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión. FECHA PROYECTO EMPRESA NOTAS feb-2013 Nueva S.E. Zapallal 220/60kV EDELNOR (1) mar-2013 Nueva S.E. Huanza 220kV. CONENHUA (2) mar-2013 L.T. 220 kv Pomacocha - Carhuamayo de 180 MVA y SS.EE. Asociadas. CTM (3) mar-2013 Repotenciación de la L.T. 220 kv Oroya - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA. ISA-PERÚ (4) abr-2013 Reactor en Serie entre las SS.EE. Chilca Nueva y Chilca REP. REP (5) abr-2013 Nueva S.E. Ilo 3 138/220 kv de 400 MVA SOUTHERN (6) may-2013 L.T. 220 kv Piura Oeste - Talara de 180 MVA (segundo circuito) y SS.EE. Asociadas. CTM (7) jul-2013 S.E. Cajamarca Norte: Transformador de 220/60/22.9 kv de 50/40/20 MVA HIDRANDINA (8) jul-2013 L.T. 220 kv Tintaya - Socabaya (doble circuito) y SS.EE. Asociadas. TESUR (16) sep-2013 Repotenciación de la LT. 220 kv Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA. REP (5) sep-2013 S.E. Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kv. REP (5) dic-2013 L.T. 500 kv Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias. CTM (4) dic-2013 L.T. 500 kv Chilca - Marcona - Ocoña - Montalvo y SS.EE. Asociadas. ATS (4) ene-2014 Repotenciación de la LT. 220 kv Ventanilla - Zapallal de 304 MVA a 540 MVA. REP (9) ene-2014 S.E. Nueva Huaral 220/60/20 kv - 50/50/20 MVA CONENHUA (10) ene-2014 S.E. Nueva Jicamarca 220 kv MVA. EDELNOR (11) ene-2014 L.T. 220 kv Carabayllo - Nueva Jicamarca (dobe circuito) EDELNOR (11) ene-2014 S.E. Paramonga Nueva 220 kv: Transformación Trifásico de 220/60/10 kv - 30 MVA. EDELNOR (11) ene-2014 S.E. Los Industriales (Nueva) 220/60 kv MVA. LUZ DEL SUR (12) ene-2014 L.T. 138 kv Socabaya - Parque Industruial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones. SEAL (6) abr-2014 LT. 220 kv San Juan - Chilca de 350 MVA (cuarto circuito). REP (9) ago-2014 Repotenciación de la LT. 138 kv Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP (9) sep-2014 LT. 220 kv Ventanilla - Chavarria de 180 MVA (cuarto circuito). REP (9) dic-2014 L.T. 220 kv La Planicie REP - Industriales - (13) dic-2014 L.T. 220 kv Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) y SS.EE.Asociadas. CTM (5) ene-2015 S.E. Nueva Nazca 220/60 kv - 75 MVA. - (14) ene-2015 S.E. Nueva Chincha 220/60 kv - 75 MVA. - (14) ene-2015 S.E. Orcotuna 220/60 kv, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kv. - (13) ene-2015 L.T. 220 kv Friaspata - Mollepata y S.E. Mollepata 220/66 kv - 50 MVA. - (13) ene-2015 L.T. 220 kv Industriales - Corpac - (13) ene-2015 Nueva S.E. Corpac 220 Kv - 2x50 MVA - (13) jul-2015 Nueva S.E. Lurín 220 kv - (13) ene-2016 L.T. 220 kv Moquegua - Los Héroes y Ampliación de la S.E. Los Héroes (2do circuito). - (14) ene-2016 Repotenciación de la LT. 220 kv San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A. LUZ DEL SUR (12) ene-2016 Nueva S.E. Colonial 220/60/10 kv - 2x180 MVA. EDELNOR (11) ene-2016 L.T. 220 kv Nueva Jicamarca - Colonial EDELNOR (11) abr-2016 L.T. 220 kv Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba - (15) may-2016 L.T. 220 kv Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y Subestaciones Asociadas - (15) Notas: (1): Fecha de ingreso estimada. (2): Fecha de ingreso según fecha de ingreso del proyecto de generación. (3): Según información de OSINERGMIN env iada con Oficio N OS - GFE de fecha (4): Fecha de ingreso según información del MINEM env iada con Oficio N MEM/DGE de fecha (5): Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativ as del SEIN en setiembre de (6): Fecha estimada. El proyecto cuenta con Estudio de Pre Operatividad aprobado. (7): Según información de la Unidad de Superv isión de Post Priv atización de OSINERGMIN (USPP - OSINERGMIN) publicado en nov iembre de (8): Se estima que entrará en servicio en el segundo semestre del 2013, considerando que aún no se aprueba su Estudio de Pre Operativ idad. (9): Fecha estimada puesto que a la fecha no se ha firmado el contrato para la ejecución del proyecto (Adenda de Ampliación) y de acuerdo a los plazos informados por el M INEM con Oficio N M EM /DGE de fecha (10): Fecha estimada según información de su Estudio de Pre Operativ idad. (11): Fecha estimada. Proy ectos considerados en el Informe N GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inv ersiones en Transmisión - Área de Demanda 6" (Regulación para el período (12): Fecha estimada. Proy ectos considerados en el Informe N GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inv ersiones en Transmisión - Área de Demanda 7" (Regulación para el período (13): Fecha de ingreso estimada. Proy ectos que serán licitados por PROINVERSION, según oficio del MINEM N MEM/DGE de fecha (14): Fecha de ingreso estimada. Proy ectos a cargo del MINEM, según oficio del MINEM N MEM/DGE de fecha (15): Fecha indicada en función a la Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la Versión Final del Contrato de Concesión. Fuente: Informe de Diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN 5.1 Antecedentes Mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se fijó el MRFO del Sistema Interconectado Nacional desde el 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017, cuyo valor es igual a 33,3% (MRO) menos el equivalente porcentual de las potencias firmes de 24

27 las unidades de Reserva Fría de Generación (RFG), conforme ingresen en operación, respecto de la máxima demanda del SEIN. El MRFO ha sido determinado bajo el criterio de obtener un nivel suficiente de confiabilidad del parque generador, considerando la demanda proyectada para el periodo y tomando en cuenta el nivel óptimo, desde el punto de vista económico, de los costos de falla por la restricción de suministros (costos por pérdida de suministro ante falla fortuita) y los costos de inversión y operación de las unidades de generación de respaldo que permitan mantener un margen de reserva adecuado de generación para el sistema. 5.2 Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO Criterios El MRFO fue determinado como consecuencia de la 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 Criterios para la expansión de la generación El MRFO fue determinado bajo el criterio de obtener un nivel de suficiencia de confiabilidad del parque generador, considerando el horizonte y analizando también los problemas de suministro de gas natural y bajos caudales que afectan la seguridad del parque generador. También se consideró análisis económicos, de los costos de falla de la restricción de suministros (costos por pérdida de suministro ante fallas fortuitas) y los costos de inversión y operación de las unidades de generación de 25

28 respaldo que permitan mantener un margen de reserva adecuado de generación para el sistema. Los criterios específicos utilizados para la expansión de la generación fueron los siguientes: Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo probabilístico basado en la pérdida de energía LOEE. El parque generador debe ofrecer una confiabilidad bajo la cual minimice los costos de pérdida esperada de energía y los costos de las unidades de reserva. Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio de Reserva por la Unidad Más Grande. El sistema debe tener capacidad para soportar la pérdida de generación más importante del SEIN sin racionamiento (Complejo Mantaro 842 MW). Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio de Reserva para Condición Hidrológica Extrema. El sistema debe ser capaz de abastecer la energía de la demanda, en caso ocurriese un año de hidrología extrema seca, sin incurrir en racionamiento. Criterio de Sostenibilidad en el Tiempo. Sólo se incluyen en la expansión aquellos proyectos que sean sostenibles económicamente durante su vida útil. Criterio de Mínimo Costo. La expansión de generación debe corresponder a la de mínimo costo actualizado de inversión y operación del parque de generación Premisas de cálculo para obtener el MRFO Generales Proyección de la demanda y expansión de la generación para el periodo Se utilizó un modelo uninodal para determinar el MRFO. Proyección de la demanda La proyección de la demanda se muestra en la Tabla

29 Tabla 5.1: Proyección de la demanda. Fuente: OSINERGMIN, Informe N GART. Parque Generador Máxima Energía Factor de Tasa de Crecimiento Año Demanda Carga MW GWh % Potencia Energía ,7% ,8% 8,6% 8,5% ,5% 11,3% 10,9% ,6% 9,4% 13,6% ,4% 6,8% 6,8% ,4% 6,0% 5,7% Tasas Anuales de Crecimiento ( ) 8,4% 9,1% 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 Tabla 5.2: Proyectos candidatos. Proyectos Hidroeléctricos CH Huanza CH Quitaracsa CH Cheves CH El Ángel I, El Ángel II y El Ángel III CH Chaglla CH La Virgen Ch Cerro El Águila CH Marañón CH San Gabán I CH Belo Horizonte Proyectos Termoeléctricos Turbo Gas Ciclo Abierto (176 MW) Turbo Gas Ciclo Combinado (520 MW) Fuente: OSINERGMIN, informe N GART. Se considera la tasa de salida forzada de las unidades 27

30 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: US$/MWh Resultados En la Tabla 5.3 se resume los resultados obtenidos en el estudio desarrollado por el OSINERGMIN. Tabla 5.3: Resultados del MRFO. Fuente: OSINERGMIN, Informe N GART. Para la determinación del MRFO se considera el crecimiento de la demanda y la evolución de la Potencia Firme del SEIN, siendo el MRFO el resultado de la comparación de la Potencia Firme con la Máxima Demanda del sistema. El MRFO es igual al Margen de Reserva Óptimo de 33,3% menos aquella parte de este porcentaje que representa la Potencia Firme de las unidades que integran la Reserva Fría de Generación (RFG). Año Máxima Demanda Margen de Reserva MW Óptimo (%) ,50% ,10% ,80% ,70% ,50% Margen de Reserva Óptimo (MRO) 33,3% 28

31 6 VERIFICACIÓN DEL MRFO PARA EL PERIODO 2013 AL 2016 El COES, por encargo del MINEM, verifica anualmente el cumplimiento del MRFO para los siguientes cuatro años, además de proponer la nueva Central de Reserva de Generación, en caso no se cumpla con dicho margen. En la determinación del MRFO el OSINERGMIN incluyó el término Margen de Reserva Óptimo (MRO), el cual incluye toda la reserva de generación del sistema; es decir, corresponde a la suma de las potencias que aportan todas las unidades de generación (incluyendo las unidades de RFG) menos la máxima demanda del SEIN, dividida entre esta última. El MRFO está relacionado con la remuneración de la Potencia para todas las unidades del SEIN a excepción de las unidades de RFG, las cuales se remuneran a través de lo recaudado por compensación por seguridad de suministro. En ese sentido, desde el punto tarifario, es conveniente el uso del concepto de MRFO, y su cálculo a partir del MRO descontando el aporte de todas las unidades definidas como RFG. Sin embargo desde el punto de vista de evaluación de la reserva del sistema, es más conveniente analizar la totalidad de la reserva, incluyendo la RFG, en ese sentido en el presente estudio se analizará el cumplimiento del MRO. 6.1 Premisas para verificación del MRO Para verificar el MRO del SEIN se consideran las siguientes premisas: Las Potencias Firmes de las unidades del SEIN se consideran las mismas utilizadas por el OSINERGMIN en la determinación del MRFO. Se considera en mantenimiento una unidad de turbo gas ciclo abierto generación de 192 MW (unidad turbogas existente en el sistema). Las centrales eólicas y solares no aportan potencia para la condición de máxima demanda del sistema. Se realiza la verificación del MRO a diciembre de cada año, periodo en que ocurre la máxima demanda del sistema. 6.2 Potencia Firme del SEIN al año 2012 Mediante el Procedimiento N 26 del COES se realiza el cálculo de la Potencia Firme de las centrales hidroeléctricas así como de las centrales térmicas del SEIN. En la Tabla

32 y Tabla 6.2 se detalla la Potencia Efectiva y la Potencia Firme de las unidades de generación del SEIN a diciembre del Tabla 6.1: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 1). EMPRESA Central Unidad Pot. Efectiva Pot. Firme (MW) (MW) TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA TG-1 84,9 84,7 C.T. AGUAYTIA TG-2 85,4 85,4 SN POWER PERU C.H. CAHUA 43,1 40,9 C.H. PARIAC 5,0 5,0 C.H. GALLITO CIEGO 38,1 28,8 C.H. SAN ANTONIO 0,6 0,6 C.H. SAN IGNACIO 0,4 0,4 C.H. HUAYLLACHO 0,2 0,2 C.H. MISAPUQUIO 3,9 3,9 EDEGEL C.H. HUINCO 247,3 247,3 C.H. MATUCANA 128,6 128,6 C.H. CALLAHUANCA 80,4 80,4 C.H. MOYOPAMPA 66,1 66,1 C.H. HUAMPANI 30,2 30,2 C.T. SANTA ROSA UTI-5 53,1 52,6 C.T. SANTA ROSA UTI-6 52,0 51,6 C.T. SANTA ROSA TG7 121,0 120,2 C.T. SANTA ROSA TG8 199,8 199,6 C.T. VENTANILLA TG3+TG4 CCOMB F.DIREC. 485,0 480,3 EEPSA C.T. MALACAS TG-1 13,1 13,0 C.T. MALACAS TG-4 102,7 102,5 EGENOR C.H. CARHUAQUERO 95,1 87,7 C.H. CARHUAQUERO IV 10,0 - C.H. CAÑA BRAVA 5,7 5,7 C.H. CAÑON DEL PATO 263,5 259,3 C.T. CHICLAYO OESTE SULZER-1 3,7 3,4 C.T. CHICLAYO OESTE SULZER-2 3,3 3,1 C.T. CHICLAYO OESTE GMT-2 3,2 2,9 C.T. PIURA GMT-1 3,1 2,9 C.T. PIURA GMT-2 3,1 2,9 C.T. PIURA TG 16,8 16,3 C.T. PIURA MIRLEES-1 0,7 0,6 C.T. PIURA MIRLEES-4 1,1 1,0 C.T. CHIMBOTE TG-3 20,2 19,9 C.T. LAS FLORES TG-1 192,8 191,1 SN POWER PERU C.H. MALPASO 48,0 48,0 C.H. OROYA 9,5 9,5 C.H. PACHACHACA 9,7 9,7 C.H. YAUPI 112,7 112,7 ELECTROPERU C.H. MANTARO 670,7 670,7 C.H. RESTITUCION 215,4 215,4 C.T. TUMBES MAK1 8,0 7,6 C.T. TUMBES MAK2 8,3 8,3 C.T. EMERGENCIA PIURA 81,1 79,1 SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS TV-1 18,7 18,5 C.T. SAN NICOLÁS TV-2 17,1 16,8 C.T. SAN NICOLÁS TV-3 25,9 25,6 C.T. SAN NICOLÁS CUMMINS 1,2 1,2 EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 88,8 88,8 CORONA C.H. HUANCHOR 19,6 19,6 SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO TG1 30,3 10,7 CHINANGO C.H. YANANGO 42,6 14,5 C.H. CHIMAY 150,9 150,9 GEPSA C.H. LA JOYA 10,0 3,7 CELEPSA C.H. PLATANAL 222,2 222,2 PARAMONGA C.T. PARAMONGA TV1 20,0 10,7 30

33 Tabla 6.2: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 2). EMPRESA Central Unidad Pot. Efectiva Pot. Firme (MW) (MW) EGASA C.H. CHARCANI I 1,7 1,2 C.H. CHARCANI II 0,6 0,6 C.H. CHARCANI III 4,6 3,8 C.H. CHARCANI IV 15,3 15,3 C.H. CHARCANI V 144,6 123,8 C.H. CHARCANI VI 8,9 8,9 C.T. MOLLENDO MIRLESS 1 8,9 8,9 C.T. MOLLENDO MIRLESS 2 10,7 10,6 C.T. MOLLENDO MIRLESS 3 10,2 10,1 C.T. PISCO TG-1 35,4 34,1 C.T. PISCO TG-2 35,3 34,4 C.T. CHILINA TV2 6,2 6,0 C.T. CHILINA TV3 10,2 9,9 C.T. CHILINA C. COMBINADO 15,8 15,5 C.T. CHILINA SULZER1 5,2 5,1 C.T. CHILINA SULZER2 5,0 4,9 SAN GABAN C.H. SAN GABAN II 113,1 113,1 C.T. BELLAVISTA ALCO 1,5 1,5 C.T. TAPARACHI SKODA 1 0,4 0,4 C.T. TAPARACHI MAN 1 0,5 0,5 C.T. TAPARACHI MAN 3 1,5 1,5 C.T. TAPARACHI MAN 4 1,5 1,5 EGESUR C.H. ARICOTA I 22,5 22,4 C.H. ARICOTA II 12,4 12,4 C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 1 5,7 5,7 C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 2 5,8 5,7 C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 3 5,7 5,7 C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 4 5,7 5,7 ENERSUR C.T. ILO1 TV3 67,1 66,2 C.T. ILO1 TV4 61,4 61,2 C.T. ILO1 TG-1 34,9 34,9 C.T. ILO1 TG-2 30,7 30,1 C.T. ILO1 CATKATO 3,3 3,3 C.T. ILO2 TVC1 140,6 140,2 C.H. YUNCAN 136,8 136,8 C.T. CHILCA TG1+TG2+TG3+TV 811,1 789,2 KALLPA GENERACION S.A. C.T. KALLPA TG1+TG2+TG3+TV 857,4 834,4 SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ I 7,0 2,2 C.H. SANTA CRUZ II 7,4 2,5 MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR 3,5 1,4 SINERSA C.H. POECHOS II 10,0 5,4 ELEC. SANTA ROSA C.H. PURMACANA 1,8 0,4 SANTA CRUZ C.H. HUASAHUASI I 10,0 2,6 SANTA CRUZ C.H. HUASAHUASI II 10,0 2,9 AGUAS Y ENERGIA PERU C.H. PÍAS 12,6 12,6 PETRAMAS S.A.C. C.TB. HUAYCOLORO G1 1,7 1,6 C.TB. HUAYCOLORO G2 1,7 1,6 C.TB. HUAYCOLORO G3 1,7 1,6 HIDROCAÑETE S.A. C.H. NUEVO IMPERIAL 4,0 2,5 MAPLE ETANOL C.T. MAPLE ETANOL TV 29,5 9,0 SDE PIURA C.T. TABLAZO TG1 29,0 28,0 GTS REPARTICION S.A.C. REPARTICION SOLAR 20T 20,0 - GTS MAJES S.A.C. MAJES SOLAR 20T 20,0 - TACNA SOLAR S.A.C TACNA SOLAR 20T 20,0 - PANAMERICANA SOLAR PANAMERICANA SOLAR 20TS 20,0 - TOTAL

34 A diciembre del 2012 la Potencia Efectiva del SEIN fue de MW y la Potencia Firme de MW. 6.3 Potencia Firme del SEIN periodo (Nuevas Unidades) Para determinar la potencia firme de los nuevos proyectos de generación para el periodo se toman en cuenta las siguientes consideraciones: La Potencia Firme de las unidades termoeléctricas están en función de su Potencia Efectiva y el Factor de Indisponibilidad Fortuita. La Potencia Firme de las centrales hidroeléctricas se obtuvieron del Informe N GART (Determinación del MRFO y TIF para el Sistema Interconectado Nacional), cuyo detalle se muestra en el Anexo A (Potencia Efectiva y Firme de Unidades del SEIN). Los proyectos RER con tecnología Eólica y Solar son considerados con una Potencia Firme igual a 0 MW para el bloque de máxima demanda del sistema. En la Tabla 6.3 se muestran las indisponibilidades fortuitas de las unidades termoeléctricas, valores considerados en el Procedimiento N 25 (Indisponibilidades de las unidades de generación). Tabla 6.3: Factor de Indisponibilidad Fortuita. Central Combustible FIF Carbón 4.20% Vapor Petróleo 3.10% Gas 2.90% Jet 2.30% Gas Gas 3.20% Diesel 4.10% Diesel Todos 1.90% Ciclo Combinado 2.40% Fuente: National Energy Reliabilty Council 6.4 Verificación del MRO para el periodo Margen de Reserva de Generación del SEIN Tomando en consideración que para la determinación del MRO se compara la Potencia Firme con la máxima demanda del sistema, para verificar el MRO del SEIN para el periodo se considera la expansión del sistema al final de cada año, es decir 32

35 al mes de diciembre, mes donde se produce la máxima demanda del sistema. En el Anexo B se detalla la Potencia Firme de todas las unidades de generación consideradas en la evaluación del MRFO del SEIN. En la Tabla 6.4 se resume el cálculo del margen de reserva de generación del SEIN para el periodo En los cálculos se considera en mantenimiento una unidad turbo gas ciclo abierto. Tabla 6.4: Margen de Reserva de Generación del SEIN De los resultados se observa que el margen de reserva de generación está por debajo del MRO para los años 2014 al En la Tabla 6.5 se muestra la generación adicional que se requiere en el sistema para cumplir con el MRO vigente. Tabla 6.5: Generación adicional en el SEIN para cumplir con el MRO. De los análisis efectuados se observa que hasta el año 2016 se requieren como mínimo 360 MW de generación adicional en el sistema, con el fin de cumplir con el Margen de Reserva Óptimo. Máxima Potencia Potencia Margen de Margen de Demanda Efectiva de Firme de Reserva de Reserva de Año MW Generación Generación Generación Generación MW MW MW % (1) (2) (3) (3) - (1) (3)/(1) ,2% ,8% ,3% ,9% Generación Año Adicional MW

36 7 CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA COMPROBAR EL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE RESERVA DE GENERACIÓN BAJO CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA Para comprobar el margen de de reserva de generación del SEIN, para el periodo , se establecen las siguientes consideraciones y criterios. 7.1 Modelamiento del Sistema Para verificar el margen de reserva de generación se simula la operación del SEIN con el programa SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) el cual permite hacer un modelamiento multimodal y multiembalse, en el que se toman en cuenta los siguientes aspectos: Detalles operativos de las centrales hidroeléctricas (balance hídrico, límites de almacenamiento y límites en los caudales turbinados, vertidos, filtrados, etc.) Modelo detallado de las centrales térmicas (unit commitment, contratos take or pay, contratos de combustible, curvas de eficiencia, restricciones de combustible, centrales térmicas multi-combustible, etc.) Incertidumbre hidrológica: se pueden utilizar modelos estocásticos de caudales que representan las características del sistema hidrológico. Red de transmisión detallada: análisis de flujos de potencia en corriente continua, límites en los flujos de potencia, cálculo de pérdidas, restricciones de seguridad. Demanda de energía por bloque y por barras en etapas mensuales. 7.2 Bloques Horarios Con el fin de hacer una mejor representación del comportamiento de la demanda del sistema, donde la menor reserva se presenta en la condición de máxima demanda del SEIN, se definen cinco bloques horarios que representen el perfil de demanda del SEIN correspondiente a 24 horas. Los detalles de la descripción de los bloques horarios se muestran en el Anexo C. 7.3 Reserva Rotante Actualmente la asignación de la reserva rotante se realiza mediante el modelo MAP- COES, donde al SEIN se le asigna una reserva primaria de 86 MW, y adicionalmente se considera 80 MW reserva secundaria, asignada a la CH Huinco. La distribución de la reserva entre las diferentes unidades de generación del SEIN se muestra en el Anexo C. 34

37 7.4 Embalses Nuestro sistema hidrológico está compuesto por embalses que obedecen a diferentes necesidades, tales como: energía eléctrica, riego y agua potable. Considerando las restricciones en el uso de agua para generación eléctrica, sólo se incluye en la optimización los embalses cuyo uso obedece estrictamente a necesidades de energía eléctrica. Las descargas de los embalses que obedecen a necesidades de riego y agua potable, son informadas por los integrantes. En el Anexo C, se detallan la relación de embalses que son optimizados, así como la relación de embalses cuyas descargas tienen restricciones de agua potable y riego. También se describen las limitaciones del volumen almacenado del lago Junín de acuerdo a la resolución del Ministerio de Agricultura. 7.5 Disponibilidad de gas natural de Camisea Se considera una disponibilidad de 372 MMPCD (capacidad firme) de gas natural de Camisea para generación eléctrica. Adicionalmente se considera un volumen de 80 MMPCD a partir del ingreso en operación de las CC.TT. Fénix y Santo Domingo de los Olleros, con lo cual se tendrá una capacidad total de 452 MMPCD. Se considera que ésta capacidad de 452 MMPCD se mantiene hasta finales del 2015, y que a partir de enero de 2016 no habrá limitaciones de capacidad de transporte de gas natural, como resultado de la ampliación del ducto de gas de Camisea. Por lo tanto, para el periodo de evaluación se considera que la disponibilidad de gas natural de Camisea para generación eléctrica es como se indica en la Tabla 7.1. Tabla 7.1: Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación Año 2013 (*) Capacidad Firme (MMPCD) 452 Sin restricción en el ducto de Camisea (*): Antes del ingreso de las CCTT Fenix y Santo Domingo de los Olleros sólo se dispone de 372 MMPCD En cuanto a la asignación de gas natural, se considera que las centrales térmicas operan según su contrato de transporte firme de gas natural, tal como se muestra en la Tabla

38 Tabla 7.2: Contrato de transporte firme de gas natural de Camisea EMPRESA Adicionalmente, se ha considerado que el gas natural disponible de la empresa EDEGEL sólo alcanza para la operación de la CT Ventanilla y de la unidad TG8 de la CT Santa Rosa. Por lo tanto las unidades UTI5, UTI6 y TG7 de la C.T. Santa Rosa estarían disponibles para operar sólo con Diesel. Contrato Firme de Transporte de Gas (MMPCD) EDEGEL 113,0 KALLPA 111,4 ENERSUR 102,7 DUKE ENERGY 12,0 SDF ENERGY 9,4 EGESUR 3,2 EGASA 20,0 FENIX 57,5 TERMOCHILCA 22,5 TOTAL 451,6 7.6 Costos Variables Para la evaluación de la operación económica del sistema se consideran costos regulados de los combustibles, los cuales son actualizados sobre la base de los precios de los combustibles de la Fijación tarifaria de 2012, actualizando los precios de los energéticos de acuerdo a los procedimientos del OSINERGMIN. En el Anexo C se detallan los costos variables de las centrales térmicas del SEIN tanto de las existentes así como de los nuevos proyectos. 7.7 Hidrología Se consideran las series históricas de caudales afluentes desde el año 1965 hasta el Las series hidrológicas de los proyectos hidroeléctricos se actualizan para el mismo periodo. Para las centrales que tienen restricciones prioritarias de riego y agua potable, se considera los caudales de riego y caudales de agua potable de manera determinística como restricciones de cálculo. 7.8 Capacidad de Líneas de Transmisión Se consideran los siguientes límites de transmisión entre las principales líneas del SEIN: 36

39 Línea de transmisión Mantaro Cotaruse Socabaya 220 kv: capacidad de transferencia de 460 MW medidos en la SE Socabaya. Línea de transmisión Paramonga Chimbote 220 kv: límite de transmisión de 353MW. Línea de transmisión Chilca Marcona Montalvo 500 kv: capacidad de transferencia de 700 MW. 8 SIMULACIONES Y RESULTADOS DEL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE GENERACIÓN De acuerdo a los criterios de cálculo del OSINERGMIN, el MRFO debe permitir al sistema operar sin llegar a racionar la energía eléctrica bajo las siguientes condiciones de operación del SEIN. Hidrología Seca. Salida de la Central de Generación más grande del sistema. Por tanto, tomando en consideración las condiciones operativas reales del sistema se plantean los siguientes escenarios para verificar que no exista racionamiento del suministro eléctrico en el SEIN: Caso Base: Considera la operación del sistema con hidrología promedio, considerando la información hidrológica histórica correspondiente al período Hidrología Seca: Se considera hidrología con una probabilidad de excedencia del 95%. Salida de la Central de Generación más grande del Sistema: Se considera fuera de servicio todo el complejo del Mantaro (Centrales hidroeléctricas de Mantaro y Restitución). Adicionalmente a los casos descritos anteriormente se incluyen casos operativos que se podrían presentar en el sistema (sensibilidades), aunque dichas condiciones no implican que el sistema deba operar sin llegar a racionar el suministro eléctrico. Los casos de sensibilidad en la operación del sistema son los siguientes: Purga de la presa Tablachaca. Que implica la salida de operación de la CC.HH. Mantaro, Restitución y Cerro del Águila. 37

40 Salida del ducto de gas de Camisea Costa Central: Se considera la indisponibilidad del ducto, lo que implica que las centrales térmicas que operan con gas natural de Camisea salen fuera de servicio. Retraso en la puesta en operación de MW de proyectos hidroeléctricos en el periodo Para verificar que el sistema opere sin llegar a racionar el suministro eléctrico en el SEIN, se analiza la operación del sistema, donde se consideren las limitaciones de las líneas de transmisión, la capacidad del ducto de TGP y la disponibilidad hidrológica. Para las simulaciones de operación del sistema se considera la expansión de la generación definida en el punto 4.2 del informe, denominado Escenario Base y adicionalmente se considera un Escenario que incluye el Retraso de 1000 MW de proyectos de generación hidroeléctricos. 8.1 Caso Base Corresponde a la operación del sistema que considera la expansión prevista de la oferta de generación, de transmisión y de demanda, en el cual se toma en cuenta las limitaciones y restricciones propias del sistema. En la Figura N 8.1 se muestra la evolución de la reserva de generación del SEIN para el periodo , la cual se encuentra por encima del 10 % en todo el periodo de evaluación, valor mínimo requerido en el sistema para la operación diaria del SEIN. 38

41 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (MW) Reserva de generación (%) Informe COES/DP-SPL Figura N 8.1 Reserva de Generación del SEIN Hidrología Promedio % % % % 400 5% 0 0% Base (Hidrología Promedio) Base (Hidrología Promedio) % En todo el periodo analizado ( ) no se observa racionamiento del suministro eléctrico en el sistema. A partir de octubre del 2013 se observa un incremento importante de la reserva como consecuencia del ingreso de la Reserva Fría de Ilo (460 MW) y la C.T. Termochilca (198 MW). En la Figura N 8.2 y Figura N 8.3 se resume la reserva en las tres zonas del SEIN para el Escenario de Generación Base. Para estos análisis se consideran los intercambios de reserva entre zonas a través de las líneas de transmisión en función al despacho económico del sistema. La reserva de generación de cada zona se determina al comparar la suma de las unidades que no despachan en cada zona (reserva) respecto a la demanda de la misma zona. 39

42 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Porcentajes ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 MW Informe COES/DP-SPL Figura N 8.2 Reserva de Generación del SEIN por Zonas Hidrología Promedio Base - Norte Base - Centro Base - Sur Figura N 8.3 % Reserva de Generación del SEIN por Zonas Hidrología Promedio. 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Base - Norte % Base - Centro % Base - Sur % 40

43 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (MW) Informe COES/DP-SPL De los resultados de reserva de generación por zonas del SEIN para el Caso Base, se observa que la zona que presenta menor reserva es la zona Centro, debido a que presenta un parque de generación de menor costo variable, el cual es requerido en el despacho económico del sistema. En las zonas Norte y Sur la reserva de generación estaría constituida por las centrales de Reserva Fría, sin embargo existen periodos en los cuales estas centrales despachan por despacho económico y en otros periodos por congestión, tal como es el caso de las centrales de Reserva Fría de Ilo, la cual presenta un incremento en su despacho debido a la congestión en la LT de 220 kv Mantaro Cotaruse. 8.2 Hidrología Seca Para cada año de evaluación del sistema, se analiza los resultados de la operación del sistema con las 44 hidrologías, y para cada año se identifica la serie que tiene una probabilidad de excedencia del 95% (hidrología seca). De manera comparativa con el Caso Base, en la Figura N 8.4 y Figura N 8.5 se muestra, los resultados de la reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con Hidrología Seca Figura N 8.4 Reserva de Generación del SEIN Hidrología Seca Base (Hidrología Promedio) Hidrología seca 41

44 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (%) Informe COES/DP-SPL Figura N 8.5 % Reserva de Generación del SEIN Hidrología Seca 25% 20% 15% 10% 5% 0% Base (Hidrología Promedio) % Hidrología seca % De los resultados de reserva de generación para el caso con Hidrología Seca se observa que ante esta situación la reserva del SEIN presenta una reducción promedio anual que varía entre 0,9% y 1,8 %; es decir, el impacto de la disminución de la hidrología es mínimo para la condición de máxima demanda del sistema, representado por un bloque de una hora, lo que indica que los embalses de regulación de las centrales hidroeléctricas permiten regular la potencia despachada de las centrales sin ser afectados de manera significativa por la disponibilidad hidrológica. En la Tabla 8.1 se muestra la comparación de la reserva de generación promedio del SEIN tanto para el Caso Base como para el Caso con Hidrología Seca, en la cual se observa una variación de la reserva entre 0,9% hasta un máximo de 1,8%. Tabla 8.1: Comparación de la Reserva del SEIN para Hidrología Promedio e Hidrología Seca. Año % Base % Hidrología Seca Diferencia (%) % 13.3% 1.1% % 16.0% 1.2% % 14.5% 1.8% % 14.7% 0.9% 42

45 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (MW) Informe COES/DP-SPL Salida del Complejo del Mantaro Se simula la operación del sistema considerando la salida de servicio en todo el periodo de análisis del complejo hidroeléctrico Mantaro, cuya potencia efectiva total es de 886 MW. De manera comparativa con el Caso Base, en la Figura N 8.6 y Figura N 8.7 se muestran los resultados de reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con salida del complejo Mantaro. Figura N 8.6 Reserva de Generación del SEIN Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y Restitución) Base (Hidrología Promedio) Salida del complejo Mantaro 43

46 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (%) Informe COES/DP-SPL Figura N 8.7 % Reserva de Generación del SEIN Salida del Complejo Mantaro (Mantaro y Restitución) 25% 20% 15% 10% 5% 0% Base (Hidrología Promedio) % Salida del complejo Mantaro % De los resultados se observa que en el periodo de estiaje del 2014 y 2015 la reserva del sistema sería nula, aunque no se llega a racionar el suministro eléctrico en el SEIN. Es importante aclarar que la reserva nula en el periodo de estiaje se debe a que el Margen de Reserva de Generación del SEIN está por debajo del MRO que se requiere en el sistema de modo tal de evitar racionamiento, lo que implica la necesidad de una nueva central de reserva en el SEIN. 8.4 Sensibilidad Purga de la presa Tablachaca Se simula la operación del sistema considerando la salida de las centrales hidroeléctricas Mantaro, Restitución y Cerro del Águila en los meses de febrero y marzo de los años de evaluación, periodo donde normalmente se realiza la purga de la presa Tablachaca. De manera comparativa con el Caso Base, en la Figura N 8.8 y Figura N 8.9 se muestran los resultados de reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con Purga de la presa Tablachaca. 44

47 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (%) ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (MW) Informe COES/DP-SPL Figura N 8.8 Reserva de Generación del SEIN Purga de la presa Tablachaca Base (Hidrología Promedio) Purga de la presa Tablachaca Figura N 8.9 % Reserva de Generación del SEIN Purga de la presa Tablachaca. 25% 20% 15% 10% 5% 0% Base (Hidrología Promedio) % Purga de la presa Tablachaca % La purga de la presa Tablachaca reduce la reserva del sistema, sin embargo no provoca la interrupción de suministros debido a que el sistema cuenta con suficiente reserva de generación, principalmente porque en el periodo de avenida, en que se realiza la purga, 45

48 se tienen mayor disponibilidad hidrológica lo cual mejora el aporte de las centrales hidroeléctricas. 8.5 Sensibilidad - Salida del ducto de gas de Camisea La salida del ducto de que transporta el gas natural de Camisea a la costa central afecta a las centrales termoeléctricas que dependen exclusivamente de este combustible; es decir a aquellas centrales que no son duales, porque no pueden operar con un combustible alternativo (D2). En la Tabla 8.2 se muestra la relación de unidades de generación que serían afectadas por la indisponibilidad del ducto de Camisea. Asimismo se muestra la potencia disponible de cada central en función a la capacidad de transporte firme de gas y la capacidad disponible de las centrales duales, es decir cuando no se disponga del ducto de Camisea. Tabla 8.2: Centrales térmicas que se afectan por la indisponibilidad del ducto de gas. Centrales Potencia Efectiva (MW) Ciclo combinado Kallpa Ciclo combinado Chilca Ciclo combinado Fénix (1) Ciclo combinado Ventanilla (1) Santo Domingo de los Olleros Santa Rosa TG Las Flores Pisco Independencia Oquendo Santa Rosa GT7 (1) Santa Rosa UTI5 (1) Santa Rosa UTI6 (1) Total Nota: (1): Central con combustible alternativo (D2) Potencia Firme (MW) según la disponibilidad firme de gas natural de Camisea (MMPCD) Capacidad sin ducto de Camisea En la Tabla 8.3 se muestra la magnitud de potencia que sale fuera de servicio en el SEIN como consecuencia de la indisponibilidad del ducto de Camisea. Al año 2016 el sistema reduce su potencia efectiva en MW lo cual tendrá un alto impacto en la operación del sistema. 46

49 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Interrupción de suministros (MW) Informe COES/DP-SPL Tabla 8.3: Potencia Efectiva total que se afecta ante la indisponibilidad del ducto de gas. Año Potencia firme (MW) Se simuló la operación del sistema considerando la indisponibilidad del ducto en todo el periodo análisis del estudio, observándose energía no servida en todo el periodo, lo que indica que ante la salida del ducto en cualquier periodo del año, siempre existirá racionamiento del suministro eléctrico. En la Figura N 8.10 se muestran la interrupción de suministros en magnitud, como consecuencia de la salida del ducto de Camisea. Figura N 8.10 Interrupción de suministro en el SEIN ante la indisponibilidad del ducto de gas. 0 Interrupción de suministros por salida del ducto de Camisea Salida del ducto de Camisea De los resultados se observa que ante la pérdida del ducto de gas, en el sistema se racionará el suministro eléctrico, cuyo valor varía entre 500 MW hasta un máximo de 1600 MW. Si bien el caso analizado considera la generación prevista en el periodo de estudio, con la cual no se cumplirá el MRO, como ya se vio, es importante acotar que aún cumpliendo con el MRO no asegura que en caso de pérdida del ducto de Camisea no haya racionamiento. Esta contingencia es una situación fortuita cuya probabilidad de ocurrencia y energía no servida asociada implican un riesgo que se entiende que ha sido 47

50 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (MW) Informe COES/DP-SPL analizado en la fijación del valor del MRO por parte de OSINERGMIN, bajo el criterio probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía. 8.6 Sensibilidad Retraso de proyectos hidroeléctricos En la Figura N 8.11 y Figura N 8.12 se muestra la evolución de la reserva de generación del SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con retraso de proyectos de generación en los años 2015 y Cabe resaltar que no se presenta racionamiento del suministro eléctrico como consecuencia del retraso de estos proyectos. Figura N 8.11 Reserva de Generación del SEIN Retraso de proyectos hidroeléctricos Base (Hidrología Promedio) Retraso de Proyectos Hidroeléctricos 48

51 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 Reserva de generación (%) Informe COES/DP-SPL Figura N 8.12 % Reserva de Generación del SEIN Retraso de proyectos hidroeléctricos 25% 20% 15% 10% 5% 0% Base (Hidrología Promedio) % Retraso de Proyectos Hidroeléctricos % Se observa que en el estiaje del año 2015 la reserva de generación se reduce aproximadamente en 300 MW, lo cual representa una reducción en el porcentaje de reserva de 15% (valor del caso base) a 12%, debido al retraso en el ingreso en operación de la CH. Chaglla. Esta baja reserva de generación como consecuencia del retraso de la implementación de los proyectos hidroeléctricos, podría implicar racionamiento del suministro eléctrico ante posibles contingencias que se podrían presentar en el sistema. En el año 2016 la mayor diferencia con respecto al Caso Base se presenta en la época de avenida, debido a que en este periodo se encuentran indisponibles las CCHH Chaglla y Cerro del Águila. En este periodo la reserva de generación se reduce de 20 % a 15%. En el Anexo D se detalla las salidas de los casos analizados con el modelo SDDP. 9 PROPUESTA DEL COES DE LA NUEVA CENTRAL DE RESERVA DE GENERACIÓN En el Artículo 1 de la Resolución Ministerial N MEM/DM referida a la Licitación de Reserva Fría se indica que el COES deberá proponer y sustentar la ubicación en el SEIN de cada central de reserva que se plantee. Además se indica que se debe garantizar que dicho margen sea distribuido en el SEIN con base a criterios de eficiencia. 49

52 Por tanto, para cumplir con el encargo al COES a continuación se plantean los criterios y premisas para definir el tamaño y ubicación de la Nueva Central de Reserva de Generación a instalarse en el SEIN en el periodo Premisas para definir el tamaño y ubicación de la Nueva Central de Reserva Premisas generales El sistema debe tener una reserva distribuida en todo el SEIN, la cual será definida con criterios de eficiencia Ubicación Para definir la ubicación de la Nueva Central de Reserva se toma en consideración los siguientes aspectos: Disponibilidad de espacio físico para la construcción y operación. Disponibilidad del sistema de transmisión para evacuar la energía de dichas unidades. Acceso a puertos para asegurar el suministro de combustible. Facilidades para el almacenamiento de combustible líquido. Posibilidad de que a futuro opere con gas natural, considerando la expansión de los gasoductos o posibilidad de desarrollo de los ductos regionales (al norte y sur del país). Ubicación de la mayor demanda a atender para evitar racionamiento eléctrico Tamaño de la Nueva Central de Reserva de Generación El tamaño de la Nueva Central de Reserva a instalarse en el SEIN en el periodo , dependerá de los criterios de eficiencia y además de tomar en consideración los resultados de la capacidad mínima de generación que se requiere en el SEIN para cumplir con el MRO. 9.2 Disponibilidad de suministro y almacenamiento de combustible La empresa PETROPERÚ tiene cuatro refinerías: Talara, Iquitos, Conchán y el Milagro, en las que se desarrollan actividades de refinación y comercialización de hidrocarburos en el mercado nacional e internacional. Dentro de los productos que se elaboran se tiene 50

53 el combustible Diesel 2, combustible con el cual operará la Nueva Central de Reserva a instalarse en el sistema. Adicionalmente a las refinerías, a lo largo de toda la costa del Perú, PETROPERÚ tiene terminales y plantas donde comercializa combustibles líquidos, instalaciones que cuentan con puertos que facilitan el abastecimiento y almacenamiento de combustibles, siendo estos: Eten, Salaverry, Chimbote, Supe, Callao, Pisco, Mollendo e Ilo y la planta de Piura. En la Figura N 9.1 se detalla La distribución de las refinerías terminales y plantas donde PETROPERÚ dispone de combustible Diesel para su comercialización. Figura N 9.1 Refinerías terminales y plantas de ELECTROPERÚ Fuente: PETROPERÚ. 51

54 De acuerdo a información de PETROPERÚ, los puertos que presentan mayor facilidad para el suministro del combustible son el Callao, Conchán y Mollendo; por tanto desde el punto de vista de disponibilidad del combustible líquido, la Nueva Central de Reserva debería estar ubicada en las zonas cercanas a los puertos mencionados. Otro factor a considerar para la ubicación de la Nueva Central de Reserva es que a futuro pueda operar con gas natural. En ese sentido, la zona de Lima tiene el ducto que transporta el gas de Camisea, lo cual facilita su disponibilidad de dicho combustible, mientras que en la zona Sur se tiene el proyecto del Gasoducto Sur Peruano, cuyo trazo se muestra en la Figura N 9.2. Figura N 9.2 Ruta proyectada del Gasoducto Sur Peruano. Fuente: PROINVERSIÓN. En la zona Sur, dada la previsión de disponibilidad de gas natural a futuro, la Nueva Central de Reserva podría instalarse en Mollendo-Matarani o Ilo. Por tanto de instalarse la Nueva Central de Reserva en la zona Sur, la mejor opción será la zona de Mollendo- 52

55 Matarani, donde además existen facilidades para el suministro y almacenamiento del combustible líquido, mientras no se disponga de gas natural. Finalmente desde el punto de vista de disponibilidad de combustible, la ubicación de la Nueva Central de Reserva de generación podría ser el Callao, Conchán o Mollendo. 9.3 Disponibilidad de espacio físico y facilidad de acceso al sistema de transmisión eléctrica Callao En la zona del Callao existen áreas donde se podría instalar la Nueva Central de Reserva, las cuales están muy próximas a la Refinería la Pampilla, lo cual facilitará el suministro de combustible. En la Figura N 9.3 se muestra una posible área disponible para la Nueva Central de Reserva. Figura N 9.3 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Callao ÁREA PROBABLE DE UBICACIÓN 53

56 La mejor alternativa para su conexión al sistema es la SE Carabayllo, donde existe espacio y capacidad disponible de transmisión para evacuar la energía producida por dicha central. Desde la SE Carabayllo se podrá evacuar la energía hacia la zona Norte, a través de la línea Carabayllo Chimbote 500 kv, hacia la zona de Lima, a través de las líneas Carabayllo Zapallal 220 kv y hacia la zona Sur a través de la línea Carabayllo Chilca Marcona 500 kv. En la Figura N 9.4 se muestra la SE Carabayllo, en la que se observa que existe disponibilidad de espacio para la conexión. Figura N 9.4 Probable subestación de conexión de la Nueva Central de Reserva ubicada en la zona del Callao Para la conexión de la Nueva Central de Reserva al SEIN se requiere construir una línea de transmisión de aproximadamente 23 Km, tal como se muestra en la Figura N

57 Figura N 9.5 Línea de conexión al el SEIN de la Nueva Central de Reserva, en caso se ubicara en la zona de Callao Distancia = 23 Km Conchán En la zona del Conchán el área para la ubicación de la Nueva Central de Reserva es muy limitada, tal como se muestra en la Figura N 9.6. En la zona de Lurín existen terrenos que se utilizan para el cultivo, los cuales podrían servir para la instalación de dicha planta; sin embargo tienen la desventaja que se alejan del punto de suministro del combustible. En la Figura N 9.7 se muestra el área disponible para la ubicación de la Nueva Central de Reserva. 55

58 Figura N 9.6 Área de influencia de la refinería de Conchan Figura N 9.7 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Lurín ÁREA PROBABLE DE UBICACIÓN 56

59 La mejor alternativa para la conexión de la central de generación al sistema sería la SE Chilca, donde existe espacio y disponibilidad de transmisión para evacuar la energía producida por la central, tanto en 220 kv como en 500 kv, sin embargo se tendría que construir una línea de aproximadamente 35 km hasta dicha subestación. Otra alternativa de conexión más próxima es la SE San Juan, sin embargo no existe facilidad de espacio para su conexión, además de que solo se dispone de líneas de 220 kv para la evacuación de la energía. En la Figura N 9.8 se muestra la SE San Juan, donde se observa que no existe disponibilidad de espacio para la conexión. Figura N 9.8 Área de influencia de la SE San Juan Por tanto, dada las restricciones de espacio físico y facilidad de acceso al sistema de transmisión en la zona de Conchán, de instalarse la Nueva Central de Reserva en la zona 57

60 de Lima, la mejor opción sería la zona del Callao, donde existe disponibilidad de espacio y facilidad de la transmisión. Mollendo En la zona de Mollendo existen áreas donde se podría instalar la Nueva Central de Reserva como se muestra en la Figura N 9.9. Figura N 9.9 Área probable de ubicación de la Nueva Central de Reserva en la zona de Mollendo ÁREA PROBABLE DE UBICACIÓN La conexión de la Nueva Central de Reserva en el SEIN será en la nueva SE San José 500 kv que forma parte del proyecto de ampliación de la mina Cerro Verde, la cual está siendo construida por la empresa Abengoa como parte del proyecto de la L.T. 500 kv Chilca Marcona Ocoña Montalvo. Desde esta subestación la energía generada por la Nueva Central de Reserva podrá evacuar hacia la zona Sur a través de la línea San José Ocoña Montalvo 500 kv y hacia la zona Centro a través de la línea San José Marcona Chilca 500 kv. En la 58

61 Figura N 9.10 se muestra la ubicación y conexión de la Nueva Central de Reserva. Figura N 9.10 Posible ubicación de la Nueva Central de Reserva en la SE San José S.E. SAN JOSÉ Para la conexión de la Nueva Central de Reserva al SEIN se requiere construir una línea de transmisión de aproximadamente 50 Km. 9.4 Distribución de la Reserva de Generación Tomando en consideración el criterio de que la reserva de generación debe estar distribuida en el sistema, se analiza la reserva de generación prevista en las tres zonas del SEIN: Norte, Centro y Sur. En cada una de ellas se hace una evaluación de la Potencia Firme comparada con la Máxima Demanda de manera local, es decir, sin considerar el aporte de las otras zonas, como si fueran zonas aisladas entre sí (aunque en la práctica existirá intercambio de reserva entre ellas a través de las líneas de transmisión). 59