3. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL : PROYECCIONES

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1 3. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL : PROYECCIONES 3.1 PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA En el gráfico N 3.1 se muestran las proyecciones de la demanda de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para los escenarios Optimista, Base y Pesimista. Las tasas de crecimiento promedio anual para el período comprendido entre en dichos escenarios se pronostican en 5,28 %; 3,48 % y 3,12% respectivamente. Mientras que, para el período comprendido entre , las tasas de crecimiento promedio anual serán de 6,98 %; 4,57 % y 3,12 % respectivamente. GRÁFICO N 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL GW.h GW.h Pesimista Base Optimista Escenario / Año Pesimista Base Optimista PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 49

2 3.2 PROYECCIÓN DE MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA En el gráfico N 3.2 se muestran las proyecciones de la máxima demanda de potencia para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para los tres escenarios. Las tasas de crecimiento promedio anual para el período de los escenarios Optimista, Base y Pesimista serán 4,75 %; 3,41 % y 3,6 % respectivamente. Para el período estas tasas de crecimiento para los mismos escenarios serán de 5,87 %; 3,72 % y 3,17 % respectivamente. GRÁFICO N 3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW MW Pesimista Media Optimista Escenario / Año Pesimista Media Optimista PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 5

3 3.3 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA El aspecto principal del planeamiento de la expansión del sistema de generación eléctrica es la determinación de la secuencia de construcción de proyectos que minimiza el valor presente de los costos de capital de la expansión y los costos de operación del sistema, incluyendo combustible, que permiten atender la demanda con una confiabilidad determinada. En un mercado competitivo la expansión del sistema debe ser guiado por los conceptos de mínimo costo buscando optimizar el uso de los recursos disponibles. Esta expansión del sistema debe resultar técnicamente factible y garantizar el cubrimiento de la demanda con niveles adecuados de confiabilidad, calidad y seguridad. La metodología utilizada para la elaboración del programa de expansión de la generación en el SEIN se describe en el Anexo 7.1 Metodología de las Proyecciones. Los criterios empleados para la expansión de la generación han sido los siguientes: Probabilidad de pérdida de carga : 18 horas por cada periodo de 3 meses; Margen de reserva : 3 % con un mínimo de % para el periodo crítico en la hidrología seca; Condiciones hidrológicas : Data histórica de 38 años, dos condiciones hidrológicas : húmeda (85% de probabilidad), seca (15% de probabilidad) Costo de racionamiento : 25 US$/MW.h Costo de energía no servida : 6 US$/kW.h Vida útil de las plantas : Centrales hidráulicas 5 años; centrales ciclo combinado 25 años Canon del agua :,254 US$/MW.h y para la CH Cañón del Pato,333 US$/MW.h Para cada escenario de ocurrencia de la demanda se ha analizado su respectivo programa que corresponde a una expansión con las siguientes características: Centrales hidráulicas comprometidas: central hidroeléctrica de Poechos en el primer trimestre del 24 y el proyecto de la central hidroeléctrica de Yuncán prevista para el tercer trimestre del año 25; Centrales térmicas comprometidas : compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central térmica de Ventanilla (Unidades Siemens N 3 y N 4); Opciones térmicas : centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbón. Los resultados de los análisis efectuados se muestran en los cuadros N 3.1; N 3.2 y N 3.3 respectivamente. En el cuadro N 3.1 se aprecia que hasta el año 26 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroeléctricas de Poechos y Yuncán, así como la reconversión de los grupos PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 51

4 Siemens N 3 y N 4 de la central térmica de Ventanilla prevista en dos etapas; la primera, la reconversión de ambas unidades a turbinas a gas natural para el año 24 y la segunda el cambio de la unidad N 3 a ciclo combinado previsto para el año 26. Con la explotación del gas natural de Camisea, se requiere el ingreso al SEIN de unidades de ciclo combinado a gas natural de 34 MW en los años 28, 21 y 212 en el escenario base. CUADRO N 3.1 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO BASE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW Año Gas Natural Camisea Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbón Mineral Hidro Proyectos Factibles Período Conversión 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos CH Yuncán Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Total Total Requerido (MW) = * Como nueva oferta no se considera la conversión de la CT Ventanilla pero sí una parte en el cambio a ciclo combinado * No se incluiyen las repotenciaciones de la CT Aguaytía (6 MW) y la CH Callahuanca (3 x 2,5 MW) de menor impacto previstas para el año 24 El equipamiento de mínimo costo para el escenario de demanda pesimista se muestra en el cuadro N 3.2; donde se puede apreciar que la potencia y el número de centrales requerido por el sistema es el mismo que el escenario base, con la diferencia que la primera unidad de ciclo combinado no entraría en operación en el año 28 sino un año después. CUADRO N 3.2 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO PESIMISTA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - MW Año Gas Natural Camisea Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbón Mineral Hidro Proyectos Factibles Período Conversión 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos CH Yuncán Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Total Total Requerido (MW) = * Como nueva oferta no se considera la conversión de la CT Ventanilla pero sí una parte en el cambio a ciclo combinado * No se incluiyen las repotenciaciones de la CT Aguaytía (6 MW) y la CH Callahuanca (3 x 2,5 MW) de menor impacto previstas para el año 24 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 52

5 En el cuadro 3.3 se muestra el equipamiento para el escenario de demanda Optimista en el cual se aprecia que las unidades comprometidas hasta el año 26 son similares a los mostrados en el escenario base. A partir del año 27 el sistema requiere el ingreso de unidades, siendo estas de ciclo combinado a gas natural con una capacidad de 34 MW cada una, para los años 27 al 211. CUADRO N 3.3 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO OPTIMISTA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW Año Gas Natural Camisea Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbón Mineral Hidro Proyectos Factibles Período Conversión 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos CH Yuncán Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado 212 Total Total Requerido (MW) = * Como nueva oferta no se considera la conversión de la CT Ventanilla pero sí una parte en el cambio a ciclo combinado * No se incluiyen las repotenciaciones de la CT Aguaytía (6 MW) y la CH Callahuanca (3 x 2,5 MW) de menor impacto previstas para el año 24 Adicionalmente a los escenarios de demanda (medio, pesimista y optimista) se ha considerado también como alternativa de oferta una expansión hidrotérmica conforme a las siguientes especificaciones: Centrales hidráulicas comprometidas: central hidroeléctrica de Poechos en el primer trimestre del 24 y el proyecto de la central hidroeléctrica de Yuncán prevista para el tercer trimestre del año 25. Centrales térmicas comprometidas: compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central térmica de Ventanilla (Unidades Siemens N 3 y N 4) Proyectos de plantas térmicas: centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbón. Proyectos de plantas hidráulicas: CH Cheves, CH El Platanal, CH Quitaracsa, CH Huanza y CH Marañón. En esta expansión hidrotérmica se ha considerado a la central hidroeléctrica El Platanal, debido a sus mayores posibilidades de implementación en el período de estudio. En el cuadro N 3.4 se muestra el plan de equipamiento en el período de estudio; se aprecia que hasta el año 26 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroeléctricas de Poechos y Yuncán, así como la reconversión de los grupos Siemens N 3 y N 4 de la CT Ventanilla prevista en dos etapas: la primera, la reconversión de ambas unidades a gas natural para el año 24 y la segunda, el cambio de la unidad N 3 a ciclo combinado previsto para el año 26 y en el año 29 el ingreso de la CH El Platanal con una capacidad de 22 MW. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 53

6 La inclusión de la central hidroeléctrica El Platanal en la expansión hidrotérmica a diferencia de la expansión mostrada en el cuadro N 3.1, genera una disminución de los costos marginales en el SEIN ya que la inclusión de una central con menores costos de operación desplazará a otras de mayores costos, tal como se puede apreciar en los gráficos N 3.15 y N El margen de reserva obtenido en la expansión hidrotérmica es mayor. CUADRO N 3.4 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO BASE HIDROTÉRMICO SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW Año Gas Natural Camisea Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbón Mineral Hidro Proyectos Factibles Período Conversión 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos CH Yuncán Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla Una Central Ciclo Combinado CH El Platanal Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Total Total Requerido (MW) = * Como nueva oferta no se considera la conversión de la CT Ventanilla pero sí una parte en el cambio a ciclo combinado * No se incluiyen las repotenciaciones de la CT Aguaytía (6 MW) y la CH Callahuanca (3 x 2,5 MW) de menor impacto previstas para el año 24 Recientes análisis indican la conveniencia de instalar la segunda fase de la CH Machupicchu de EGEMSA, de 75 MW, a fines del año BALANCE OFERTA DEMANDA DEL SEIN El balance de oferta y demanda de potencia eléctrica para el período se muestra en los gráficos N 3.3; N 3.4 y N 3.5 para los escenarios Base, Pesimista y Optimista respectivamente. La demanda proyectada es ampliamente abastecida, tal es así, que el margen de reserva medio de los tres escenarios está alrededor del 3% a fines del horizonte de proyección. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 54

7 GRÁFICO N 3.3 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO BASE 9 CH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversión 2 U MW Gas Natural Escenario Base - Demanda Año Energía (GW.h) Potencia (MW) Tasa 4,12% 3,63% CT Aguaytia Repotenciación 6 MW CH Callahuanca- Rehabilitación 3x 2,5 MW CH Yuncán 13 MW Ventanilla Conversión CC 73 MW GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW MW Año Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nueva Témico Nuevo Demanda PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 55

8 GRÁFICO N 3.4 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO PESIMISTA CH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversión 2 U MW Gas Natural CT Aguaytia Repotenciación 6 MW CH Callahuanca- Rehabilitación 3x 2,5 MW CH Yuncán 13 MW Ventanilla Conversión CC 73 MW GN - CC 34 MW Escenario Pesimista - Demanda Año Energía (GW.h) Potencia (MW) Tasa 3,12% 3,8% GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW MW Año Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nueva Témico Nuevo Demanda PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 56

9 GRÁFICO N 3.5 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO OPTIMISTA 9 CH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversión 2 U MW Gas Natural Escenario Optimista - Demanda Año Energía (GW.h) Potencia (MW) Tasa 6,22% 5,35% CT Aguaytia Repotenciación 6 MW CH Callahuanca- Rehabilitación 3x 2,5 MW CH Yuncan 13 MW Ventanilla Conversión CC 73 MW GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW GN - CC 34 MW MW AÑO Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nueva Témico Nuevo Demanda PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 57

10 3.5 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE COMBUSTIBLE La estructura de la producción de energía eléctrica para el escenario optimista se muestra en el gráfico N 3.6 donde se observa que la producción por energía hidráulica se mantiene prácticamente constante durante el periodo ; la generación utilizando carbón, residual y diesel 2 disminuye; en cambio la generación con gas natural se incrementa apreciablemente. La estructura de la producción de energía en el año 212 sería 53% hidráulica, 43% con gas natural, 3% con derivados de petróleo y 1% con carbón mineral; tal como se muestra en los gráficos N 3.6 y N 3.7. GRÁFICO N 3.6 GENERACIÓN ELECTRICA POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO OPTIMISTA GW.h AÑO Hidro Gas Carbón Residual Diesel2 GRÁFICO N 3.7 PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL- ESCENARIO OPTIMISTA 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % AÑO Hidro Gas Carbón Residual Diesel2 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 58

11 La estructura de la producción de energía eléctrica para el escenario base, según fuentes al año 212, sería 64% hidráulica, 32% con gas natural, 2% con carbón mineral y 2% con derivados de petróleo; tal como se muestra en los gráficos N 3.8 y N 3.9. GRÁFICO N 3.8 GENERACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO BASE GW.h AÑO Hidro Gas Carbón Residual Diesel2 GRÁFICO N 3.9 PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL- ESCENARIO BASE 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % AÑO Hidro Gas Carbón Residual Diesel2 La estructura de la producción de energía eléctrica para el escenario pesimista, según fuentes al año 212, sería de 64% hidráulica, 32% con gas natural, 2% con carbón mineral y 2% con derivados de petróleo; tal como se muestra en los gráficos N 3.1 y PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 59

12 GRÁFICO N 3.1 GENERACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO PESIMISTA GW.h AÑO Hidro Gas Carbón Residual Diesel2 GRÁFICO N 3.11 PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO PESIMISTA 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % AÑO Hidro Gas Carbón Residual Diesel2 3.6 CONSUMO DE GAS PARA LA GENERACIÓN El consumo del gas natural para la generación de electricidad se incrementará de manera apreciable en el año 24, con la llegada de esta fuente de energía a Lima. En los gráficos N 3.12, N 3.13 y N 3.14, se muestran las proyecciones del consumo del gas para los escenarios Base, Pesimista y Optimista, respectivamente. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 6

13 GRÁFICO N 3.12 PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO BASE m 3 / día CAMISEA TALARA AGUAYTÍA AÑO Camisea 1 3 m 3 / día Talara 1 3 m 3 / día Aguaytía 1 3 m 3 / día GRÁFICO N 3.13 PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO PESIMISTA 1 3 m 3 / día CAMISEA TALARA AGUAYTÍA AÑO Camisea 1 3 m 3 / día Talara 1 3 m 3 / día Aguaytía 1 3 m 3 / día PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 61

14 GRÁFICO N 3.14 PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO OPTIMISTA m 3 / día CAMISEA TALARA AGUAYTÍA AÑO Camisea 1 3 m 3 / día Talara 1 3 m 3 / día Aguaytía 1 3 m 3 / día Dada las condiciones técnico económicas de las máquinas consideradas para operar a base de gas natural del yacimiento de Camisea, las centrales eléctricas de Talara y Aguaytía disminuirán su participación en la generación de electricidad y por ende la demanda de gas natural. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 62

15 3.7 REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN Proyectos de Expansión de la Transmisión en el SEIN El plan de expansión del sistema de transmisión se ha efectuado en forma coordinada con el de la generación empleando el criterio de mínimo costo de manera que sea técnica, económica y financieramente factible y satisfaga la demanda de energía eléctrica con un adecuado nivel de confiabilidad y calidad. Es objetivo del plan de expansión de la transmisión definir estrategias, acciones y medios de control que permitan desarrollar el sistema a fin de transportar con buena calidad y confiabilidad la energía de los centros de generación hacia los requerimiento de demanda de electricidad. La metodología utilizada para la elaboración del programa de expansión de la transmisión en el SEIN se describe en al Anexo 7.1 Metodología de las Proyecciones. Los criterios empleados para la expansión del sistema de transmisión han sido los siguientes : Variación de tensión para la transmisión en 22 kv y 138 kv : - Condiciones normales : ± 5 % - Condiciones de emergencia : ± 1 % Capacidad de sobrecarga : - Condiciones normales : 1 % - Condiciones de emergencia : 12 % Con la información del programa de expansión de la generación se realizó la simulación de los flujos de carga. El escenario base se analizó por periodos, el mediano plazo 23 y 26 y el largo plazo 29 y 212. Para los años 23 y 26 se representó el sistema mediante un diagrama unifilar con 43 barras, a fin de analizar con mayor precisión los problemas de la transmisión en el mediano plazo, y para los años se utilizó una representación más simplificada con 25 barras. A partir del análisis efectuado del sistema de transmisión con los proyectos existentes y los resultados de los flujos de carga se identificaron los proyectos de transmisión necesarios en el horizonte del estudio. De acuerdo a los análisis de flujos de potencia para el año 23, el SEIN presenta las siguientes anomalías: Baja reserva de compensación reactiva en el área de Lima ya que tiene tensiones en el orden de 25 kv (,97 pu); Alto nivel de tensión en la barra de la central de Mantaro 237 kv (mayor que 1,5 pu); La carga en la línea L-215 Paramonga Chimbote es propensa a alcanzar su límite de operación de 15 MW; PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 63

16 La carga en la línea Azángaro-Juliaca Puno es propensa a alcanzar su límite de operación de 75 MW en caso que salga la línea Tintaya-Callalli 138 kv; Alto nivel de tensiones en el área Sur. Para solucionar estas anomalías será necesario ejecutar, en el periodo 23 26, los proyectos que a continuación se indican: La segunda terna en la línea de transmisión de Lima a Chimbote en la zona centro norte del país que permitirá transportar potencias superiores a 15 MW, reduciendo los problemas de congestión que se presentan frecuentemente. La línea adicional Azángaro Puno en 22 kv y el transformador de 138/22 kv en Azángaro como alternativa para superar las contingencias de salidas de la línea Tintaya Callalli y Callalli Santuario en 138 kv, que originan limitaciones en la generación de San Gabán y Machupicchu. Reactores en Azángaro, Moquegua y Quencoro de 2 MVAR, 3 MVAR, 1 MVAR respectivamente, que permitirán bajar los niveles de tensión en el área sur puesto que las desconexiones por descargas atmosféricas se acentúan cuando se opera en niveles de voltajes mayores que 138 kv. Estas instalaciones mejoran la estabilidad del sistema y su flexibilidad. Capacitores de 75 MVAR en Balnearios y 6 MVAR en Chavarría, con lo cual se mejorará el nivel de tensión requerido en el área de Lima para una operación confiable. Luego de superar las anomalías en la operación del SEIN en el periodo 23 26, será preciso, ante el posible ingreso de varias centrales a gas natural de Camisea de 34 MW cada una, reforzar la capacidad de transporte del sistema de transmisión del SEIN. Ante la puesta en operación de las centrales a ciclo combinado de 34 MW al Sur de Lima, deberán instalarse líneas de transmisión de 22 kv de doble terna, una en el período y dos adicionales en el período Las líneas a instalarse parten de la barra San Juan hasta la barra que ha de conectarse las centrales térmicas de ciclo combinado denominada Barra Camisea. Los proyectos de transmisión mencionados se muestran en el cuadro N 3.5 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 64

17 Año CUADRO N 3.5 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ESCENARIO BASE Y PESIMISTA Proyecto 26 Segunda terna adicional de la L.T. 22 kv, Paramonga Chimbote Segunda terna adicional de la L.T. 22 kv, Huacho Paramonga Segunda terna adicional de la L.T. 22 kv, Zapallal Huacho Una terna de la L.T. 22 kv, Azángaro - Puno 22 kv Ampliación de un transformador adicional en la SE Juliaca 6/1 kv, 12 MVA Transformador en SE Azángaro 138/22 kv, 12 MVA para la línea de 22 kv Capacitores en San Nicolás de 2 MVAR Reactor en Azángaro de 138 kv y 2 MVAR Reactor en Moquegua de 22 kv y 3 MVAR Reactor en Quencoro de 138 kv y 1 MVAR Factor de potencia a,95 en el área de Lima Capacitores en Balnearios de 75 MVAR en total Capacitores en Santa Rosa de 6 MVAR en total SVC en Marcona de +2/-1 MVAR Capacitores en Chavarría, 6 kv, 6 MVAR 29 Dos ternas de la L.T. 22 kv Camisea(*) San Juan Factor de potencia de,97 en el área de Lima Ampliación de un transformador adicional en S.E. Santa Rosa 6/1 kv, 3 MVA Ampliación de un transformador adicional en S.E. Chavarría 22/6 kv, 1 MVA Ampliación de un transformador adicional en S.E. Montalvo 22/138 kv, 1 MVA Capacitores en Barsi 6 kv de 8 MVAR en total Capacitores en Montalvo 6 kv de 3 MVAR Capacitores en Chavarría 6 kv, 3 MVAR Capacitores en San Juan 6 kv, 3 MVAR 212 Cuatro ternas adicionales de la L.T. 22 kv, Camisea(*) San Juan Capacitores en Oroya 5 kv de 1 MVAR en total Reactor en Chimbote 22 kv 4 MVAR SVC en Tintaya 1 kv, 35/-35 MVAR Capacitores en Huanuco 138 kv, 3 MVAR (*) Nombre de la barra en la que se instalaría las centrales térmicas a gas natural ubicadas al Sur de Lima Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 22 kv Machupicchu Cotaruse, de aproximadamente 2 km de longitud, a fines del año 28. En la zona centro norte del país para el escenario de la demanda optimista, tanto en el corto como en el largo plazo se requiere reforzar la línea de transmisión de Lima a Chimbote con una segunda terna y en la zona Sur la instalación de una línea de 22 kv de Azángaro a Puno, a fin de mejorar los flujos de transmisión de potencia; también es necesario la instalación de reactores en el sur del país y la instalación de capacitores en al área de Lima para mejora del factor de potencia. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 65

18 Fecha CUADRO N 3.6 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ESCENARIO OPTIMISTA Proyecto 26 Segunda terna adicional de la L.T. 22 kv, Paramonga - Chimbote Segunda terna adicional de la L.T. 22 kv, Huacho Paramonga Segunda terna adicional de la L.T. 22 kv, Zapallal Huacho Una terna de la L.T. 22 kv, Azángaro - Puno 22 KV Ampliación de un transformador adicional en la SE Juliaca 6/1 kv, 12 MVA Transformador en SE Azángaro 138/22 kv, 12 MVA para la línea de 22 kv Capacitores en San Nicolás de 2 MVAR Reactor en Azángaro de 138 kv y 2 MVAR Reactor en Moquegua de 22 kv y 3 MVAR Reactor en Quencoro de 138 kv y 1 MVAR Factor de potencia a,95 en el área de Lima Capacitores en Balnearios de 9 MVAR en total Capacitores en Chavarría de 5 MVAR en total Capacitores en Santa Rosa de 6 MVAR en total SVC en Marcona de +2/-1 MVAR 29 Dos ternas de la L.T. 22 kv Camisea (*) San Juan Cuatro ternas adicionales de la L.T. 22 kv, Camisea (*) San Juan LT 22 kv de SE Chavaría a SE Barsi (Lima), una terna adicional LT 22 kv de SE Chavarría a SE Santa Rosa (Lima), una terna adicional LT 22 kv de SE San Juan a SE Santa Rosa (Lima), una terna adicional Transformador en SE Santa Rosa de 6/1 kv, 3 MVA (Lima) Transformador en SE Chavaría de 22/6 kv, 1 MVA (Lima) Transformador en SE Montalvo 22/138 kv, 25 MVA (Moquegua) Capacitores en SE Barsi 6 kv, 8 MVAR en total (Lima) Capacitores en SE Santa Rosa 6 kv, 6 MVAR en total (Lima) Capacitores en SE Montalvo 6 kv, 8 MVAR en total (Moquegua) Capacitores en SE Chavarría 6 kv, 3 MVAR Capacitores en SE San Juan 6 kv, 3 MVAR Factor de potencia a,97 en el área de Lima 212 LT 22 kv Chimbote- Trujillo, una terna adicional LT 22 kv Trujillo-Guadalupe, dos ternas adicionales LT 22 kv Guadalupe- Chiclayo-Piura, una terna adicional Capacitores en SE Chavaría de 6 kv, 9 MVAR en total Capacitores en San Juan 6 kv de 5 MVAR Capacitores en SE Oroya de 5 kv 1 MVAR Reactor en SE Chimbote de 22 kv, 4 MVAR SVC en SE Tintaya de 1 kv, +35/-35 MVAR (*) Nombre de la barra en la que se instalaría las centrales térmicas a gas natural ubicadas al Sur de Lima Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 22 kv Machupicchu Cotaruse, de aproximadamente 2 km de longitud, a fines del año 28. En los gráficos 3.21 al 3.26 se muestra el mapa del Perú con las líneas de transmisión en los niveles de tensión 138 kv y 22 kv para los escenarios Optimista, Base y Pesimista. 3.8 COSTOS MARGINALES En el cuadro N 3.7 y gráfico N 3.15 se presentan los costos marginales promedios anuales obtenidos en la barra Santa Rosa 22 kv para el escenario base de expansión térmica. los costos marginales promedio en el período sería de 22,7 US$ / MW.h y para el período el costo marginal promedio sería de 2,7 US$ / MW.h. Este PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 66

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21 Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 22 kv Machupicchu - Cotaruse, de aproximadamente 2 km de longitud, a fines del año 28

22 Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 22 kv Machupicchu - Cotaruse, de aproximadamente 2 km de longitud, a fines del año 28

23 Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 22 kv Machupicchu - Cotaruse, de aproximadamente 2 km de longitud, a fines del año 28

24 Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 22 kv Machupicchu - Cotaruse, de aproximadamente 2 km de longitud, a fines del año 28

25 comportamiento se debe al ingreso de unidades que utilizan gas natural de Camisea lo que ocasiona que se desplacen unidades de mayor costo de operación. En el período se observa que en los últimos años existe un incremento de los costos marginales lo que se deberá principalmente a la congestión en la zona de Lima. CUADRO N 3.7 COSTOS MARGINALES ESCENARIO BASE Año Bloque Punta Bloque Media Bloque Base Promedio 23 32,44 21,7 2,97 23, ,8 24,9 21,92 25, ,85 21,35 18,31 21, ,59 18,89 16,1 18, ,8 2,31 18,53 21, ,74 18,38 16,83 19, ,4 18,69 18,2 19, ,36 17,1 16,54 17, ,31 19,97 19,11 25, ,91 17,96 17,36 2,96 * Los costos marginales están referidos a la barra Santa Rosa 22 kv GRÁFICO N 3.15 COSTOS MARGINALES PROYECCIÓN MENSUAL ESCENARIO BASE US$/MWh Ene-3 Mar-4 Abr-5 May-6 Jun-7 Jul-8 Ago-9 Sep-1 Nov-11 Dic-12 Etapas mensuales Costos Marginales En el cuadro N 3.8 y gráfico N 3.16 se muestra los costos marginales promedios anuales obtenidos en la barra Santa Rosa para el escenario de expansión hidrotérmica. En este escenario, la primera etapa (23 27) muestra un comportamiento similar al de expansión térmica, alcanzando un promedio de 22 US$/MW.h; en la segunda etapa (28 212), el costo marginal promedio sería de 17,3 US$/MW.h lo cual muestra una disminución en los costos marginales de 3,4 US$/MW.h en comparación con escenario térmico; esto debido a la incorporación de la CH El Platanal en el programa de equipamiento, por lo quenconsecuentemente habrá una operación más económica en el sistema PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 67

26 CUADRO N 3.8 COSTOS MARGINALES ESCENARIO HIDROTÉRMICO Año Bloque Punta Bloque Media Bloque Base Promedio 23 32,22 21,56 2,99 23, ,73 24,5 21,85 25, ,8 21,3 18,3 21, ,55 18,87 16,7 18, ,66 2,21 18,39 21, ,4 17,96 16,39 18, ,76 16,7 15,15 16, ,97 15,4 14,25 15, ,95 16,14 15,63 16, ,21 16,35 15,71 19,32 * Los costos marginales están referidos a la barra Santa Rosa 22 kv GRÁFICO N 3.16 COSTOS MARGINALES PROYECCIÓN MENSUAL ESCENARIO HIDROTÉRMICO US$/MWh Ene-3 Mar-4 Abr-5 May-6 Jun-7 Jul-8 Ago-9 Sep-1 Nov-11 Dic-12 Etapas mensuales Costos Marginales 3.9 EMISIONES SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL El volumen de emisiones de un sistema interconectado está directamente ligado al consumo de combustibles utilizados por las plantas térmicas generadoras de electricidad, a las características del mantenimiento, años de puesta en servicio del equipamiento y dispositivos de reducción de emisiones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 68

27 En efecto, para la estimación de emisiones del SEIN se ha tomado como base el consumo de combustible de las centrales que operan en el período de estudio. El dióxido de carbono (CO 2 ) y metano (CH 4 ) son denominados gases de efecto invernadero y su efecto es el calentamiento global de la tierra. Los gases monóxido de carbono (CO), los óxidos de nitrógeno (NOx), los componentes orgánicos volátiles diferentes del metano (COVDM) y el dióxido de azufre (SO 2 ), son tipificados como contaminantes y tienen un efecto inmediato a nivel local; por ello es necesario conocer la concentración en el medio para saber la calidad del aire y comprobar que se encuentra dentro de los límites permitidos. Las principales emisiones producidas en el SEIN para el periodo de estudio, se muestran en los gráficos siguientes. En el gráfico 3.17 se muestra la emisión del dióxido de carbono para los tres escenarios considerados en el estudio. Para el escenario pesimista, el volumen de emisiones pasará de MTn en el año 23 hasta MTn en el año 212, lo que significa una tasa anual promedio de 5,2 %. Para el escenario medio, los volúmenes del CO 2 pasarán durante el período de estudio desde MTn hasta MTn; en este escenario la tasa anual promedio sería de 6.6 %. Finalmente, para el escenario optimista el volumen de emisiones en el año 23 sería de MTn y en el último año llegaría a MTn lo que significaría una tasa anual promedio de 9,1 %. GRÁFICO N 3.17 EMISIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) EN EL SEIN Escenario Tasa Anual Pesimista 5,2% Base 6,6% Optimista 9,1% 1 3 Tn Escenario Pesimista Escenario Medio Escenario Optimista En el gráfico 3.18 se muestra la emisión del metano para los tres escenarios. Para el escenario pesimista, el volumen de emisiones pasará de 63 Tn en el año 23 hasta 81 Tn en el año 212, lo que significa una tasa anual promedio de 2,8 %. Para el escenario base, los volúmenes del metano pasarán durante el período de estudio desde 69 Tn hasta 1 Tn; en este escenario la tasa anual promedio sería de 4.2 %; y, para el escenario optimista el volumen PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 69

28 de emisiones en el año 23 sería de 79 Tn y en el último año llegaría a 137 Tn lo que significaría una tasa anual promedio de 6,4 %. GRÁFICO N 3.18 EMISIÓN DEL METANO (CH4) EN EL SEIN Escenario Tasa Anual Pesimista 2,8% Base 4,2% Optimista 6,4% 1 Tn Escenario Pesimista Escenario Medio Escenario Optimista En el gráfico 3.19 se muestra la emisión del monóxido de carbono. Para el escenario pesimista, el volumen de emisiones sería de 73 Tn en el año 23 y de Tn en el año 212, lo que significa una tasa anual promedio de 7,7 %. Para el escenario base, los volúmenes estarían en el orden de 776 Tn en el 23 y 1 69 Tn en el 212; en este escenario la tasa anual promedio sería de 9 %; y, para el escenario optimista el volumen de emisiones en el año 23 sería de 854 Tn y en el último año llegaría a Tn lo que significaría una tasa anual promedio de 12,1 %. GRÁFICO N 3.19 EMISIÓN DEL MONÓXIDO DE CARBONO (CO) EN EL SEIN Escenario Tasa Anual Pesimista 7,7% Base 9,% Optimista 12,1% Tn Escenario Pesimista Escenario Medio Escenario Optimista PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 7

29 En el gráfico 3.2 se muestra la emisión del óxido de nitrógeno para los tres escenarios. En el escenario pesimista, el volumen de emisiones pasará de 7 MTn en el año 23 hasta 11 MTn en el año 212, lo que significa una tasa anual promedio de 4,8 %. Para el escenario base, los volúmenes del óxido de nitrógeno pasarán durante el período de estudio desde 8 MTn en el 23 hasta 14 MTn en el 212; la tasa anual promedio sería de 6,3 %; y, para el escenario optimista el volumen de emisiones en el año 23 sería de 9 MTn y en el último año llegaría a 19 MTn, lo que significaría una tasa anual promedio de 8,8 %. GRÁFICO N 3.2 EMISIÓN DEL ÓXIDO DE NITROGENO (NOx) EN EL SEIN 25 2 Escenario T asa Anual Pesimista 4,8% Base 6,3% Optimista 8,8% 1 3 Tn Escenario Pesimista Escenario Medio Escenario Optimista PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 23 71