LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL SEIN. Eduardo Antúnez de Mayolo R. Director de Planificación de Transmisión COES-SINAC PERÚ

Transcripción

1 LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL SEIN Eduardo Antúnez de Mayolo R. Director de Planificación de Transmisión COES-SINAC PERÚ Lima 5 de Setiembre del

2 Objetivos de la presentación Exponer la problemática de la planificación de la Transmisión en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú. Presentar la evolución de la expansión de la Transmisión del SEIN definida por la planificación de la transmisión. 2

3 ANTECEDENTES 3

4 Marco Legal Línea de Tiempo Ley Concesiones Eléctricas (1992) Reglamento de Transmisión (2007) Ley (2006) Criterios y Metodologías para la Elaboración del PT (2009) Empresas de subsector eléctrico Plan Transitorio de Transmisión MINEM Plan de Transmisión COES Desarrollo de Sistema de Transmisión 1PT COES 2PT COES 4

5 Marco Legal Ley (Jul-2006) Reglamento de Transmisión (May-2007) Criterios y Metodología para la Elaboración del PT (Mar-2009) Asigna la función de interés público de Planificar la Transmisión Indica el objetivo, alcances, contenido y secuencia de actividades del Informe de Diagnóstico y del Plan de Transmisión Indica como se debe elaborar el Plan de Transmisíón C O E S 5

6 Ciclo del Plan de Transmisión PT PT PT Anterior Vigente En elaboración 6

7 Elaboración del Plan de Transmisión ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN INFORMACIÓN, DEMANDA, OFERTA. ELABORACIÓN INFORME DIAGNÓSTICO PROPUESTAS AL INF. DIAGNÓSTICO ELABORACIÓN PLAN DE TRANSMISIÓN PRELIMINAR SUBSANACIÓN OBS. ELAB. PT APROB. MINEM ESCENARIOS Futuros: Demanda, Oferta, Hidrología, Combustibles Planes y Opciones ANÁLISIS Simulaciones en PERSEO Cálculo de Atributos Interpolación Trade -Off Análisis de riesgo Minimax VERIFICACIÓN Análisis Eléctrico (DigSilent) Verificación del PT al quinto año adicional Resultados: Plan Vinculante y Plan de Largo Plazo 7

8 Segmentos del Mercado Eléctrico Peruano Segmento de Generación GENERACIÓN G1 G2 G3 Gn Mercado Libre Segmento de Transmisión Mercado Regulado TRANSMISIÓN Segmento de Distribución Grandes Usuarios DISTRIBUCIÓN Mercado Libre Usuarios de Servicio Público UR1 URn UL1 UL2 ULn Mercado Regulado Usuarios Regulados Usuarios Libres 8

9 Alcances de la Planificación de la Transmisión en el SEIN peruano Instalaciones que sirven exclusivamente a los usuarios. Instalaciones que sirven exclusivamente a la generación. Concesiones de Transmisión y Distribución Criterios de Planificación privados de titulares de concesiones de generación. Criterios de Planificación del titular Sistema Aislado Usuarios Libres Interconexión Internacional Estudio PT COES: Análisis de grandes sistemas de generación con proyección a interconexión internacional (Transmisión de Centrales del Oriente / Interconexión Internacionales) PT COES : Cualquier instalación que a criterio del COES brinde seguridad, calidad y fiabilidad al SEIN (RT 14.3) Criterios del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas - Articulo 139 Planificación Determinística Horizonte 10 años Plan de Obras para Fijación de Tarifas Responsables: Titular / OSINERGMIN Instalaciones que sirven a la demanda y la generación (troncales nacionales y regionales) Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión Metodología TRADE OFF/RISK - MINIMAX Horizonte 10 años Plan Vinculante / Plan de Largo Plazo Entidad Responsable: COES-SINAC 9

10 PARTICULARIDADES DE LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN DEL SEIN 10

11 Problema central de la Planificación de la Expansión en el Perú: Incertidumbre en la Demanda y la Oferta PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN: INCERTIDUMBRE EN EL CRECIMIENTO DE LA DEMANDA EN MAGNITUD Y LOCACIÓN: PROYECTOS MAYORES DE DEMANDA PROSPECTOS MINEROS INCERTIDUMBRE EN EL DESARROLLO DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN TAMAÑO Y LOCACIÓN: PROYECTOS MAYORES DE GENERACIÓN PROSPECTOS DE APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS 11

12 Planificar la Transmisión: El Problema Futuro (Incierto) Combustibles: Precios? Demanda: Crecimiento? Dónde? Transmisión Hoy Plan de Transmisión Transmisión +10 años Oferta: Nuevos proyectos? Dónde? Hidrología: Normal, seca, húmeda? 12

13 Planificar la Transmisión: La Solución Convencional Enfoque Determinístico: Escenario Base Transmisión Hoy Plan de Transmisión Base Transmisión +10 años Objetivo: Mínimo Costo Total 13

14 Planificar la Transmisión: La Solución Convencional Escenario Base S.T. Hoy PT Base S.T. +10 años Enfoque Determinístico: Escenario Optimista S.T. Hoy PT Optimista S.T. +10 años Escenario Pesimista S.T. Hoy PT Pesimista S.T. +10 años Pocos escenarios y una función objetivo: Mínimo Costo 14

15 Planificar la Transmisión: La Solución Considerando Incertidumbres Enfoque Trade-Off: Futuro (Incierto pero con límites) Transmisión Hoy Plan de Transmisión ROBUSTO Transmisión +10 años Objetivo(s): Mínima Congestión Máxima Confiabilidad Mínimos Costos Múltiples escenarios y múltiples funciones objetivo 15

16 METODOLOGÍA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN 16

17 Metodología Trade Off / Risk Método de toma de decisiones para problemas con múltiples objetivos. Se aplica en situaciones de incertidumbre (las variables exógenas pueden tomar valores dentro de un rango amplio pero acotado) Busca una solución de compromiso : la mejor solución considerando todos los objetivos. Busca una solución robusta : que sea válida considerando todas las incertidumbres y sus rangos de variación 17

18 Metodología Trade Off / Risk (un futuro) Ejemplo para dos atributos a minimizar Esta solución es mínima para el Atributo 1 pero es máxima para el Atributo 2 Futuro 1 Curva Trade-Off: Contiene las mejores soluciones A es la solución de compromiso entre los dos atributos Esta solución es mínima para el Atributo 2 pero es máxima para el Atributo 1 18

19 Metodología Trade Off / Risk con Incertidumbre (varios futuros) Ejemplo para dos atributos a minimizar Futuro 1 A es la solución robusta Futuro 2 Futuro 3 Futuro n 19

20 Atributos para la aplicación de la metodología Trade - Off Criterios Económico - Operativos Horas de Despacho No Económico - HDN (h/millón US$) MWh de Flujos Interrumpidos - MFI (kwh/us$) Criterios Económicos de Beneficio- Costo Valor Presente del Costo Total - VPCT (millones de US Valor Presente del Pago Anual de la Demanda por Energía VPPD (millones de US$) Criterio N-1 Criterio N-1 (W/US$) 20

21 INCERTIDUMBRES 21

22 Norte + Sur Incertidumbre en la Demanda Futuros de Demanda del año 2024 (MW) 1: Optimista Norte-Sur : Medio 3:Optimista Centro : Pesimista Centro 22

23 % Crecimiento Proyección de la Demanda Escenario Medio ENERGÍA POTENCIA 20% 15% AÑO GWH % MW % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % 10% PROMEDIO % 6.5% 5% 0% ENERGÍA POTENCIA 23

24 MW Demanda Grandes Proyectos (Escenario Medio) Proyectos (MW) Años zona NORTE zona CENTRO zona SUR TOTAL PROYECTOS 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

25 Incertidumbre de la Oferta - Generación en el Largo Plazo Proyectos Considerados Sin Grandes Centrales Con C.H.H. del Norte Con C.H.H. del Oriente Térmica GN 60% 40% 40% 40% Hidro Mediana/Menor con concesión definitiva Hidro Mediana/Menor con concesión temporal Hidro Mayor Centrales del Norte Hidro Mayor Centrales del Oriente (*) A+B 60% 60%T + 40%H ESCENARIOS 40% A A A B 40%T + 60%H B B Generación Hidro Mayor: Centrales del Norte Generación Térmica (Gas Natural) Generación Hidro Mediana/Menor con concesiones definitivas y temporales Generación Hidro Mayor: Centrales del Oriente 25

26 Números de Escenarios analizados por año (*) Año 2024 Oferta Demanda Prioridad de Proyectos Desarrollo de Grandes Centrales Tipo de Generación Sin DesarrolloCC.HH. Oriente CC.HH. Norte Mayormente Según evaluación SI Según evaluación SI Térmica Centro SI Optimista Norte y Sur SI Según evaluación SI N-S Mayormente Según evaluación SI Según evaluación SI Renovable Centro SI Norte y Sur SI Mayormente Según evaluación SI Centro SI Térmica Norte y Sur SI Según evaluación SI Media Mayormente Según evaluación SI Según evaluación SI Renovable Centro SI Norte y Sur SI Mayormente Según evaluación SI Según evaluación SI Térmica Centro SI Norte y Sur SI Optimista Según evaluación SI Centro Según evaluación SI Mayormente Según evaluación SI Renovable Centro SI Norte y Sur SI Pesimista - Según evaluación SI 27 futuros Demanda x Oferta x 3 Series Hidrológicas (Seca, Promedio, Húmeda) x 2 Condiciones Transmisión x 1 Plan 216 Escenarios Simulados para el 2024 Simulados Interpolados Total de Escenarios (*) Corresponde al PT

27 RESULTADOS 27

28 EVOLUCIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL DEL SEIN BAJO LA PLANIFICACIÓN DE TRANSMISIÓN 28

29 Sistema de Transmisión Existente Año

30 Sistema de Transmisión Existente y Planificado Año 2010 PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN L.T. 500 kv TRUJILLO LA NIÑA (JUL- 2014) L.T. 220 kv CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA (MAY- 2016) Nor1: - L.T. 220 kv CARHUAMAYO PARAGSHA (MAR ) - L..T. 220 kv PARAGSHA CONOCOCHA (FEB ) - L.T. 220 kv CONOCOCHA KYMAN AYLLU (DIC ) - L.T. 220 kv KYMAN AYLLU CAJAMARCA (JUN ) L.T. 220 kv POMACOCHA-CARHUAMAYO (AGO ) L.T. 500 kv CARABAYLLO CHIMBOTE - TRUJILLO (DIC- 2012) L.T. 500 kv CHILCA CARABAYLLO (MAY- 2011) L.T. 220 kv CHILCA PLANICIE CARABAYLLO (MAY- 2011) L.T. 220 kv MACHUPICCHU - ABANCAY COTARUSE (ENE- 2015) L.T. 220 kv ONOCORA TINTAYA (JUL ) L.T. 500 kv CHILCA - MARCONA - MONTALVO (DIC ) L.T. 220 kv TINTAYA SOCABAYA (ENE ) 30

31 ST Existente y Planificado Año 2011 PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN L.T. 220 kv CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA (MAY- 2016) L.T. 220 kv MOYOBAMBA IQUITOS (2017) MINEM L.T. 500 kv TRUJILLO LA NIÑA (JUL- 2014) Nor1: - L.T. 220 kv CARHUAMAYO PARAGSHA (MAR ) - L..T. 220 kv PARAGSHA CONOCOCHA (FEB ) - L.T. 220 kv CONOCOCHA KYMAN AYLLU (DIC ) - L.T. 220 kv KYMAN AYLLU CAJAMARCA (JUN ) L.T. 220 kv POMACOCHA-CARHUAMAYO (AGO ) L.T. 500 kv CARABAYLLO CHIMBOTE - TRUJILLO (DIC- 2012) L.T. 500 kv CHILCA CARABAYLLO (MAY- 2011) L.T. 220 kv CHILCA PLANICIE CARABAYLLO (MAY- 2011) L.T. 220 kv MACHUPICCHU - ABANCAY COTARUSE (ENE- 2015) L.T. 220 kv MACHUPICCHU QUENCORO ONOCORA TINTAYA (JUL ) L.T. 500 kv CHILCA - MARCONA - MONTALVO (DIC ) L.T. 220 kv TINTAYA SOCABAYA (ENE ) 31

32 ST Existente y Planificado Año 2013 SEGUNDO PLAN DE TRANSMISIÓN S.E. 220 kv CARAPONGO CARAPONGO L.T. 500 kv MANTARO MARCONA NUEVA SOCABAYA - MONTALVO (ENE ) L.T. 220 kv TINTAYA SOCABAYA (ENE ) 32

33 PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL DE SUMINISTRO A LIMA 33

34 Transmisión Troncal Existente de Suministro a Lima 500 kv Callahuanca Huinco 220 kv Carabayllo Ref. Zinc Planicie 500 kv Zapallal 700 MW Capacidad de Suministro: Sin generación local: 3500 MW Con generación local: 4400 MW 400 MW 490 MW 430 MW 1700 MW San Juan Solo dos puntos de Ingreso troncal Chilca kv

35 Transmisión Troncal de Suministro a Lima con Nuevos Puntos de Entrega Resultado de la Planificación Nuevo punto troncal previsto en PT kv Callahuanca S.E. Carapongo Huinco Nuevo enlace troncal previsto en el Plan de Inversiones 2da etapa 220 kv Carabayllo Cuatro puntos de Ingreso troncal Ref. Zinc Planicie 500 kv Zapallal 700 MW Capacidad de Suministro: Sin generación local: 4500 MW Con generación local: 5400 MW 1400 MW 700 MW 490 MW 430 MW 1700 MW San Juan kv Chilca

36 Transmisión Troncal de Suministro a Lima Nueva Subestación Carapongo Nueva SE Carapongo Carabayllo L.T. Callahuanca-Ref. Zinc 220 kv L.T. Huinco-Santa Rosa220 kv L.T. Chilca-Carabayllo 500 kv Planicie Zapallal L.T. Chilca-Planicie-Carabayllo 220 kv Sta. Rosa Chavarría San Juan 36

37 VISIÓN DE LARGO PLAZO SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL DE 500 KV 37

38 Visión de Largo Plazo Sistema de Transmisión Troncal de 500 kv Enlaces a 500 kv Plan Transitorio Plan Vinculante Plan Transmisión 2022 Visión a futuro de Estructura de Sistema en 500 kv 38

39 EVOLUCIÓN DE LA INTERCONEXIÓN CENTRO SUR DEL SEIN 39

40 Evolución de la interconexión Centro Sur Año 2008 CENTRO 280 MW L.T. 220 kv MANTARO COTARUSE SOCABAYA 300 MVA (2008) SUR 40

41 Evolución de la interconexión Centro Sur Año 2012 CENTRO congestión 460 MW REPOTENCIACIÓN L.T. 220 kv MANTARO COTARUSE SOCABAYA A 505 MVA (AGO- 2011) Importación de más del 50% de la demanda SUR 41

42 Evolución de la interconexión Centro Sur Dic CENTRO CARAPONGO Generación a Gas 1900 MW 370 MW Antapacay L.T. 500 kv CHILCA - MARCONA - MONTALVO (DIC ) 850 MVA 250 MW SUR Un circuito en 500 kv Centro - Sur 42

43 Evolución de la interconexión Centro Sur Año 2016 CENTRO Generación Nueva Hidro 1000 MW CARAPONGO Generación a Gas 1900 MW congestión 500 MW L.T. 500 kv CHILCA - MARCONA - MONTALVO (DIC ) 850 MVA 700 MW congestión SUR Cerro Verde Un circuito en 500 kv Centro - Sur Nuevos Grandes Proyectos de Demanda en el Sur: 1000 MW 43

44 Evolución de la interconexión Centro Sur Año 2017 Generación Nueva Hidro 1000 MW CARAPONGO Generación a Gas 1900 MW 470 MW L.T. 500 kv CHILCA - MARCONA - MONTALVO (DIC ) 850 MVA 550 MW 340 MW Dos circuito en 500 kv Centro - Sur Nuevos Grandes Proyectos de Demanda en el Sur: 1150 MW 44

45 Evolución de la interconexión Centro Sur + Polo Energético del Sur Requerimiento de Transmisión a 500 kv desde Zona Sierra-Centro a Lima para evacuación de Generación Hidro Excedente por inclusión del Polo Energético Generación Nueva Hidro 1000 MW CARAPONGO Generación a Gas 1900 MW 150 MW Reducción de Flujo Centro - Sur 140 MW 380 MW Polo Energético del Sur 1800 MW 45

46 Criterio de Confiabilidad - Análisis N-1 de la Norma SEIN Proyecto u Opción es viable si: Dem + Gen Costo US$ 3 W/US$ Proyecto u Opción Costo US$ Generación Demanda 46

47 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES 47

48 Interconexión Eléctrica a 500 kv Perú - Ecuador Estudio en desarrollo Grupo de Trabajo Binacional. 48

49 Interconexión Eléctrica a 500 kv Perú - Ecuador SEIN S.E. LA NIÑA 500 kv Futuras CC.HH. en el Norte: Veracruz / Cumba 730 MW Chadín / Norte 600 MW Balsas 900 MW Rentema 1500 MW S.E. FRONTERA PERÚ 1era. Etapa 2da. Etapa S.E. FRONTERA ECUADOR S.E. EL MILAGRO SNT Nuevas CC.HH.: Codo Sinclair 1500 MW Paute-Sopladora 487 MW Minas San Francisco 276 MW Toachi Pilatón 253 MW Otras 230 MW 49

50 Interconexión Eléctrica a 500 kv Perú - Brasil Acuerdo Binacional Perú-Brasil suscrito en el 2010, para el suministro de electricidad al Perú y exportación de excedentes a Brasil Proyectos LIMA hidroeléctricos por 6700 MW. Sistema de conexión en 500 kv al SEIN definido en el Primer Plan de Transmisión COLECTORA CENTRO COLECTORA SUR MARCONA PERÚ TAMBO 60 TAMBO 40 PAQUITZAPANGO MAINIQUE BRASIL INAMBARI RIO MADEIRA 50

51 Conclusiones La Planificación de Transmisión del SEIN ha logrado brindar los siguientes principales beneficios: Implementar la expansión de la transmisión del SEIN de manera oportuna para enlazar nueva generación y nueva carga y así aliviar congestiones. Definir una Visión de Largo Plazo de la Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SEIN que oriente el desarrollo de la infraestructura de transmisión, suficiente en capacidad, confiabilidad y cobertura, y que permita atender los requerimientos de la demanda y la generación en todo el SEIN así como de las interconexiones internacionales. Mejora de la confiabilidad. Disminución de costos operativos. Mejora de la calidad del servicio Contar, en el mediano y largo plazo, con una estructura de transmisión robusta y confiable que permita las interconexiones internacionales a Extra Alta Tensión con los países vecinos. 51

52 MUCHAS GRACIAS! Ruta: Estudios del Plan de Transmisión: Información Operativa y Comercial / Estudios / Estudios del Plan de Transmisión 52