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CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO PERUANO

Seminario Internacional Bienal CIGRE 2005“Confiabilidad de los Sistemas Eléctricos”

27, 28, 29 de Noviembre de 2005 – Santiago de Chile – Chile – Alberto Muñante Aquije

CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO – Noviembre de 2005 2

• El Grupo Empresarial ISA

• Red de Energía del Perú

• Confiabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Peruano

CONTENIDO


EL GRUPO EMPRESARIAL ISA


ISA es un Grupo Empresarial de origen colombiano que trabaja en los sectores de

energía eléctrica y telecomunicaciones

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA

ISA PERÚ S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA

ISA PERÚ S.A.

El Grupo ISA está presente en los países

de la Comunidad Andina y es uno de los

protagonistas del sector de la energía en

Latinoamérica.

El Grupo ISA está presente en los países

de la Comunidad Andina y es uno de los

protagonistas del sector de la energía en

Latinoamérica.


ISA PERÚ S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA

ISA PERÚ S.A.


Con 16,836 km de redes, el Grupo ISA es uno de los principales transportadores

internacionales de energía en Suramérica con presencia en toda la Comunidad Andina.

Empresa matriz

del Grupo,

ejerce el control

de todas sus

compañías

65.00%

28.07%

30.00%

51.00%

1998

2003


ISA PERÚ S.A.2001

2002

65.00%

28.07%

30.00%

51.00%

1998

2003


ISA PERÚ S.A.2001

2002

84%

Colombia

Perú

Bolivia

Participación en las redes (por km de circuito) de transmisión con tensión >= a 220 kV

79%

51%

EPR - 1830 km

2008

Perú- Ecuador 100km

2005

ISA Bolivia

600 km

2005

Administra y opera el

Mercado Eléctrico

Colombiano y coordina las

TIE con Ecuador

UPME 01 y 02 1000km

2006- 2007

84%

Colombia

Perú

Bolivia


79%

51%

EPR - 1830 km

2008


2005

ISA Bolivia

600 km

2005


Mercado Eléctrico


TIE con Ecuador

UPME 01 y 02 1000km

2006- 2007

84%

Colombia

Perú

Bolivia


79%

51%

EPR - 1830 km

2008


2005

ISA Bolivia

600 km

2005


Mercado Eléctrico


TIE con Ecuador

UPME 01 y 02 1000km

2006- 2007


En los últimos años, ISA ha sido adjudicatario de más de 11,000 km de circuito (978 MUSD)

Consolidación

nacional

Consolidación

internacional

Oferta [MUSD] 143 65 65 14 262 87 295 47

km >= 100 kV 1,439 372 373 150 5,407 604 1,051 1,830

TRANSELCAUPME 01-02

1999ISA PERÚ

COL - ECU

(1)REP (Perú) ISA BOLIVIA

UPME 01-02

2003

8o Socio

EPR (CA)

19981998 19991999 20012001 20022002 20032003

Inversión

Adquisición

Concesión

Estrategia de

crecimiento

20052005

(1) Inversión a riesgo como activo de conexión


Grupo ISA, el principal transportador internacional de energía en Suramérica

Km de circuito

> 100 kV16,758 15,752 8,986 2,103

% Suramérica 6.9% 6.5% 3.7% 0.9%

Redes > 100 kV


RED DE ENERGIA DEL PERU


30% 30%

40%

• Se constituyó en el 2002, derivado de la Licitación de la transmisión estatal ETECEN/ETESUR.

• Inició operaciones el 5 de septiembre del 2002.

• Concesión a 30 años.

• US$ 241´576,000

• Es la mayor empresa de transmisión de energía eléctrica en el Perú.

ACCIONISTAS Y CONFORMACION


INFRAESTRUCTURA DE LA CONCESIÓN

REP 220 KV

REP 138 KV

OTRAS EMPRESAS

OcéanoPacífico

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

San Juan

Marcona

I

C

A

PACHAC

HACA

POMACOCHA

HUANU

CO

PARAG

SHACARHUA

MAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

LAMBAYE

QUE

ANC

ASH

LIMA

AREQUIPA

A

M

A

Z

O

N

A

S

SAN MARTIN

PAS

CO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZOR

RITO

S

MALACASTALA

RA

M.

AGUIL

AC. DEL

PATOCARA

ZCARHUAZ

HUARAZTICAP

AMPA

VER

DUNARE

NALPAIT

A

SULL

ANA

CA

HU

AHUAC

HO

YAU

PI

HUI

NCO

HUANTA

AYACUCH

O

CAMISEA

QUILLABA

MBAMACHUPIC

CHU CU

SC

OCOMBAP

ATA

TINT

AYA

AZAN

GARO

JULIA

CAP

U

N

O

TOQUEPALAARICOTA 1

ARICOTA 2

TOMASIRITACNA

LA YARADA

I

L

O

CT.

ILO

IQUITOS

REPARTICI

ON

C.

VER

DE

CHILI

NA

CHARC

ANI V

MANTARO

LOCUMBA

AYA

VIRI

TACN

A

Callahuanca

SAN

NICOLAS

CHARC

ANI VI

CHARCA

NI IVSOCABAYA

HUARMEY

L.T.

MANTARO

-

SOCABAY

A

Chile

PIURA OESTE

AGUAYTIA

PU

QUI

O

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA

C.H.

CARHUAQUE

RO

C

A

J

A

M

A

R

C

A

CHACHAPOYAS

CAJAMARCA

HUALLANCA

LA

LIBERTA

D

ANTA

MINA

HUANCAVELI

CA

ChavarríaVentanilla

Zapallal

Santa Rosa

SAN

GABAN

MALPAS

O

COTARUSE

MOTIL

MOQU

EGUA

TUM

BES

BOTIFL

ACA

REF.

ILO

REP 220 KV

REP 138 KV

OTRAS EMPRESAS

OcéanoPacífico

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

San Juan

Marcona

I

C

A

PACHAC

HACA

POMACOCHA

HUANU

CO

PARAG

SHACARHUA

MAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

LAMBAYE

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LIMA

AREQUIPA

A

M

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AYACUCHOAPURIMAC

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UCAYALI

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MADRE DE DIOS

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PATOCARA

ZCARHUAZ

HUARAZTICAP

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MBAMACHUPIC

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TINT

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GARO

JULIA

CAP

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O

TOQUEPALAARICOTA 1

ARICOTA 2

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LA YARADA

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L

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HUARMEY

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MANTARO

-

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Chile

PIURA OESTE

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PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

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BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA

C.H.

CARHUAQUE

RO

C

A

J

A

M

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CHACHAPOYAS

CAJAMARCA

HUALLANCA

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ChavarríaVentanilla

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Santa Rosa

SAN

GABAN

MALPAS

O

COTARUSE

MOTIL

MOQU

EGUA

TUM

BES

BOTIFL

ACA

REF.

ILO

• Opera en 45 subestaciones y 5,493km de líneas en 220, 138 y 60 kV.

• Ubicada en 19 departamentos del Perú.

• Nuestros clientes son generadores, distribuidores y clientes libres.

Participación en longitud de ternas de

Líneas de Transmisión 220 kV

REP

56%ISA PERU

4%

TRANSMANTARO

17%

REDESUR

7%

ETESELVA

5%

EDEGEL

5% ENERSUR

2% CONENHUA

1%


RESULTADOS OPERATIVOS

N° de Fallas/100 km-año

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2002 7.57 1.31

2003 6.82 1.24

2004 4.23 0.84

2005 4 1.34

L138 kV L 220 kV

Disponibilidad de Red

98.50%

98.75%

99.00%

99.25%

99.50%

2003 2004 2005


CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO PERUANO


Confiabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Peruano

Atender la demanda de electricidad para atender el desarrollo de un país y una región.

Es un reto para la industria eléctrica peruana. El Perú viene creciendo sostenidamente en los últimos años, y en consecuencia también creciendo la demanda de electricidad.

¿OBJETIVO DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA?

Generación Transmisión Distribución Demanda


EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DEL SEIN

• La tasa de crecimiento anual de la máxima demanda es alrededor del 4.5%.

• Incremento de 160 MW anuales.

• La máxima demanda se duplicaría en 15 años.

• La tasa de crecimiento de la demanda de energía es del 5%.

Máxima Demanda SEIN

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

20012002

20032004

20052006

2007

MW

Fuente: COES-SINAC, Estudio Tarifario 2005 OSINERG

Demanda Anual de Energía

15,000

17,500

20,000

22,500

25,000

27,500

20012002

20032004

20052006

2007

GW

h



Maximas Mensuales Ica

0

10

20

30

40

50

60

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMes

MV

A

2003

2004

2005

Pot. Nom.

Pot Proy

Algunas ciudades vienen creciendo a mayores tasas, impulsadas por la industria local, principalmente de exportación: Ica, Trujillo, Marcona, Huayucachi, Huancavelica, Juliaca, Guadalupe y Piura.

Diagrama de Carga Típico de Marcona

25 de Julio 2005

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

00:1

5

02:0

0

03:4

5

05:3

0

07:1

5

09:0

0

10:4

5

12:3

0

14:1

5

16:0

0

17:4

5

19:3

0

21:1

5

23:0

0

HORA

MV

A

Carga

Pot. Nom.


EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DEL SEIN



La falta de suministro eléctrico a los consumidores tiene un impacto muy grande, desde el punto de vista de económico, social y político:

CONSECUENCIAS DE LA FALTA DE SUMINISTRO

• Para la producción.

• Daño de equipos.

• Corte de servicios que dependen de la energía (caos vial, agua, etc.)

• Inseguridad ciudadana.

• Daño de materiales refrigerados.



Falta de inversiones por diversas razones.

Sequía extrema.

Falta de combustible.

Falla de la generación por diversas causas.

LA GENERACIÓN

CAUDAL NATURAL DE LA CUENCA MANTARO

0

100

200

300

400

500

600

700

800

SET OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET

M ES

m3/s

74/75 92/93 85/86 91/9203/04 04/05 Pronóstico '05/06

74/75

(PROMEDIO)

85/86

(HUMEDO)

92/93 91/92 (EXTREM. SECO)

03/0405/06

(ACTUAL)

PROYECCIÓN

(Excedencia 75 % )

04/05

• Se puede producir interrupciones de servicio originadas por falta de generación debido a:


Fuente: COES-SINAC

Producción Anual de Energía

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2001 2002 2003 2004

GW

h

Hidro Térmico

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2005 2004

Diesel

Carbón

Gas

Hidro

Producción Enero-Octubre

INCREMENTO

Recurso 2005 (GWh) 2004 (GWh) % (2005/2004)

Agua 14,261.8 13,539.9 5.3%

Carbón 647.1 885.5 -26.9%

Gas 3,297.3 1,721.4 91.5%

Diesel 783.8 1,985.3 -60.5%

Total 18,989.9 18,132.1 4.7%

ENERGÍA (GWh)

La participación térmica sigue creciendo, principalmente el gas.


LA GENERACIÓN


Características SICN SIS SEIN

Oferta Hidro (MW) 2277 409 2686 60.9%

Oferta Térmica (MW) 1145 580 1725 39.1%

Total Oferta (MW) 3422 989 4411 100%

Máxima Demanda (MW) 3190 61.7%

Reserva (MW) 1221 38.3%

Balance generación–demanda

LA GENERACIÓN

• La reserva de la capacidad de generación es 38%.

• Ahora, la atención de la demanda a nivel generación depende del gas y del agua.

• En tiempo real el operador del sistema mantiene una reserva rotante del orden del 5% de la demanda.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

OFERTA

Térmica

Hidro

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

DEMANDA/RESERVA

Reserva

Demanda

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

OFERTA

Térmica

Hidro

LA GENERACIÓN



LA GENERACIÓN

• Mercados de generación

Mercado de contratos: a precios libres para las cargas mayores de 1 MW y precios regulados para el servicio público (< 1MW).

Mercado “spot”: transacciones de energía y potencia entre generadores a CMg en el COES.

• Incentivos a la confiabilidad

La remuneración de la potencia está afectada por su indisponibilidad y debe estar dentro del margen de reserva firme.

Si una unidad supera los límites de indisponibilidad permitidos, y sólo para efectos de determinar su Potencia Firme Remunerable, será considerada en el mes siguiente con un costo variable de operación igual al costo de racionamiento.



LA GENERACIÓN

• Las inversiones en generación son de libre iniciativa.

• Principales proyectos de generación térmica

Ubicación PotenciaMW

Fecha de entrada

Empresa Situación

Chilca 180 2006 ENERSUR Autorización aprobada y en construcción

Chilca 180 2007 ENERSUR Pendiente orden de inicio

Chilca 180 2007 GLOBELEQ Autorización en trámite

Chilca (Salinas)

520 Aún no inicia construcción

EGECHILCA Autorización aprobada

Zorritos 160 En proyecto BPZ En trámite

Lurín 80 En proyecto ElectroAndes En trámite


Fuente: DGE/MINEM-Proyectos con Concesión Definitiva

LA GENERACIÓN

• Principales proyectos de generación hidráulica


Fecha Proyecto Ubicación Potencia

Set 2007 C.H. Centauro I y III - Corporación Minera del Perú

Ancash 25 MW

Abr 2008 C.H. La Virgen - Peruana de Energía Junín 55 MW

* C.H. Quitaracsa – Quitaracsa S.A. Ancash 112 MW

Oct 2008 C.H. El Platanal – Cementos Lima Lima 220 MW

Dic 2008 C.H. Morro de Arica – Cementos Lima Lima 50 MW

* C.H. Pucará- EGH del Cuzco Cuzco 130 MW

Jun 2009 C.H. San Gabán I – EG Macusani S.A. Puno 120 MW

Nov 2009 C.H. Cheves – EG Eléctrica Cheves S.A Lima 525 MW

Ago 2010 C.H. Huanza – EG Huanza S.A. Lima 85 MW

* C.H. Marañón – Hidroeléctrica Marañón S.R.L. Huánuco 96 MW

(*) Fecha en revisión


TRANSMISIÓN


• Para que un sistema eléctrico de potencia opere en forma segura, es necesario que haya sido planificado en forma confiable.

• La transmisión juega un rol importante en la confiabilidad.

• Con la desregulación del mercado eléctrico peruano, se dejo al mercado la iniciativa de efectuar inversiones en la transmisión.

• Sin embargo, este esquema no está funcionando por lo que el estado tuvo que recurrir a contratos BOOT para las inversiones en transmisión.

• Como consecuencia no se están haciendo inversiones en la red de transmisión y se viene operando al límite o superando el límite operativo para atender a la demanda.


TRANSMISIÓN

Así, se tienen problemas de congestión entre los enlaces centro-norte (línea 220 kV Lima-Chimbote) y la transformación de las subestaciones Guadalupe, Ica, Marcona y Juliaca.

También existen problemas de estabilidad y de compensación reactiva inductiva en el sistema sur y necesidad de compensación reactiva capacitiva en Lima.


REP 220

KVREP 138

KVOTRAS EMPRESAS

OcéanoPacífico

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

San Juan

Marcona

I

C

A

PACHA

CHACA

POMACOCHA

HUAN

UCO

PARAG

SHACARHUA

MAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

LAMBAY

EQUE

ANC

ASH

LIMA

AREQUIPA

A

M

A

Z

O

N

A

S

SAN MARTIN

PAS

CO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZOR

RIT

OS

MALACASTAL

ARA

M.

AGUI

LAC. DEL

PATOCAR

AZCARHUAZ

HUARAZTICA

PAMP

A

VER

DU

N

ARE

NALPAIT

A

SUL

LAN

A

CA

HU

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YA

UPI

HUI

NC

O

HUANTA

AYACUCH

O

CAMISEA

QUILLAB

AMBAMACHUPI

CCHU C

U

S

C

O

COMBA

PATA

TINT

AYA

AZAN

GAR

O

JULI

ACAP

U

N

O

TOQUEPALAARICOTA 1

ARICOTA 2

TOMASIRITACNA

LA YARADA

I

L

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.

IL

O

IQUITOS

REPARTI

CION

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RD

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INA

CHARC

ANI V

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O

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VIRI

TAC

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Callahuanca

SAN

NICOLAS

CHARC

ANI VI

CHARC

ANI IVSOCABAYA

HUARME

Y

L.T.

MANTAR

O -

SOCABA

YA

Chile

PIURA OESTE

AGUAYTI

A

PU

QU

IO

PUCALLPA

TINGO MARIA

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TOCACH

E

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMB

A

C.H.

CARHUAQU

ERO

C

A

J

A

M

A

R

C

A

CHACHAPOYAS

CAJAMARCA

HUALLANCA

LA

LIBERT

AD

ANTA

MINA

HUANCAVE

LICA

Chavarría

Ventanilla

Zapallal

Santa Rosa

SAN

GABA

N

MALPA

SO

COTARUSE

MOTIL

MOQ

UEGU

A

TU

MBE

S

BOTIF

LACA

RE

F.

ILO


REP estudió en el 2004 las inversiones necesarias para evitar congestiones en su red, encontrando la necesidad de los siguientes proyectos en el SEIN:

TRANSMISIÓN3

2

1


N° EQUIPO AÑO

1 Segunda terna 220 kV Zapallal-Paramonga-Chimbote

2005

2 Línea 220 kV Cotaruse - MachuPicchu 2006

3 Interconexión “Back to Back” Perú-Ecuador

2008


TRANSMISIÓN

6

4

8

5

7 10

12

9

11


N° EQUIPO AÑO

4 Ampliación de Transformación Marcona 210/60/10 kV, 75 MVA

2005

5 Ampliación de Transformación Juliaca 60/10 kV, 12 MVA

2005

6 Transformación Guadalupe 60/10 kV, 20 MVA

2005

7 Entrada-Salida y Ampliación de Transformación Ica 210/60/10 kV

2005

8 Ampliación de Transformación Quencoro 138/34/10 kV, 20 MVA

2006

9 Entrada-Salida Combapata 138 kV 2005

10 Entrada-Salida Ayaviri 138 kV 2005

11 Doble Barra Piura 220 kV 2006

12 Doble Barra Tintaya 2006


TRANSMISIÓN

N° EQUIPO AÑO

13 Banco Condensadores Trujillo 2*15 Mvar, 138 kV

2005

14 Banco Condensadores Chiclayo 1*30 Mvar, 60 kV

2006

15 Reactor Moquegua 30 Mvar, 220kV

2005

16 Banco Condensadores Chavarría, 30 Mvar 60 kV

2005

17 Banco Condensadores Santa Rosa, 30 Mvar 60 kV

2006

18 SVC San Nicolás 10/-30 Mvar 60 kV

2006

1314

15

16, 17

18



TRANSMISIÓN


• El Ministerio de Energía y Minas del Perú elabora un Plan Referencial, que contiene estudios y obras de generación y transmisión a mínimo costo para cubrir el crecimiento de la demanda de energía en el mediano plazo.

• En el Perú no se tienen criterios de confiabilidad para la expansión de la transmisión.

Decisión de la Expansión de la Red de Transmisión

El marco legal no incentiva las inversiones debido a:• Sistema Económicamente Adaptado

que limita la inversiones redundantes (SEA)

• El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).

• Costos estándard de operación y mantenimiento.

• Las compensaciones por NTCSE tiene un crecimiento exponencial y no guarda relación con la remuneración.


• Se eliminaría los conceptos de SEA, VNR, Sistema Principal y Secundario de Transmisión.

• Las nuevas inversiones serían realizadas mediante esquemas de contratos BOOT y RAG.

• La recuperación de la inversión sería realizada en 20 años.

• Se requiere modificar la NTCSE para la transmisión.


• Una Comisión conformada por OSINERG y el MINEM elaboró un proyecto de Ley para modificar la Ley de Concesiones.

• Se encargaría al COES la elaboración del Plan de Expansión de la Transmisión y los criterios respectivos. Este Plan tendrá carácter vinculante.

TRANSMISIÓN

Proyecto de Modificación del Marco de la Transmisión

Date post:	02-May-2018
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