ESTUDIO DE VERIFICACIÓN
DEL MARGEN DE RESERVA
FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN,
PERIODO 2015 – 2018
Informe COES/DP-SPL-01-2015
26 de marzo de 2015
INFORME
COES/DP-SPL-01-2015
ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE
RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN
PERÍODO 2015-2018
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
ÍNDICE
RESUMEN EJECUTIVO .............................................................................................................. 5
1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 11
2
ANTECEDENTES ............................................................................................................. 11
3
OBJETIVO ...................................................................................................................... 12
4
INFORMACIÓN UTILIZADA ............................................................................................. 12
5
6
4.1
Proyección de la demanda ..................................................................................... 12
4.2
Plan de obras de generación .................................................................................. 14
4.3
Plan de obras de transmisión ................................................................................. 16
MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN ................................. 17
5.1
Antecedentes ........................................................................................................ 17
5.2
Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO ........................ 17
VERIFICACIÓN DEL MRFO PARA EL PERIODO 2015 AL 2018 ............................................. 20
6.1
Premisas para verificación del MRO ....................................................................... 21
6.2
Potencia Firme del SEIN al año 2014 ....................................................................... 21
6.3
Potencia Firme del SEIN periodo 2015 - 2018 (Nuevas Unidades) ............................ 24
6.4
Verificación del MRO para el periodo 2015 – 2018 .................................................. 25
7
CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA COMPROBAR EL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE
RESERVA DE GENERACIÓN BAJO CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA .......................... 26
8
9
7.1
Modelamiento del sistema .................................................................................... 26
7.2
Principales consideraciones y criterios ................................................................... 28
RESULTADOS DEL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE GENERACIÓN ....................................... 30
8.1
Casos de Simulación .............................................................................................. 30
8.2
Resultados ............................................................................................................ 31
CONCLUSIONES.............................................................................................................. 43
1
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Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
LISTA DE FIGURAS
Figura 8.1 Reserva de generación en MW, Caso Base - Hidrología Promedio .............................. 32
Figura 8.2 Reserva de generación en %, Caso Base - Hidrología Promedio .................................. 32
Figura 8.3: Comparación de la reserva del caso base con el MRO Verificado y con MRO Fijado por
OSINERGMIN .................................................................................................................................. 33
Figura 8.4 Comparación en MW de la Reserva: Hidrología Seca vs. Caso Base ........................... 34
Figura 8.5 Comparación en % de la Reserva: Hidrología Seca vs. Caso Base .............................. 35
Figura 8.6 Comparación en MW de la Reserva - Salida del Complejo Mantaro vs. Caso Base ..... 36
Figura 8.7 Comparación en % de la Reserva - Salida del Complejo Mantaro vs. Caso Base ........ 36
Figura 8.8 Comparación en MW de la Reserva – Purga de la presa Tablachaca vs. Caso Base .. 37
Figura 8.9 Comparación en % de la Reserva – Purga de la presa Tablachaca vs. Caso Base ..... 38
Figura 8.10 Racionamiento del suministro eléctrico en el SEIN ante la salida de servicio del ducto
de gas ............................................................................................................................................... 40
Figura 8.11 Comparación en MW de la Reserva: Retraso de Centrales vs. Caso Base ................ 42
Figura 8.12 Comparación en % de la Reserva: Retraso de Centrales vs. Caso Base .................... 42
2
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Versión 1
LISTA DE TABLAS
Tabla 4.1: Proyección de demanda global. ...................................................................................... 13
Tabla 4.2: Principales proyectos de demanda. ................................................................................ 13
Tabla 4.3: Programa de obras de generación. ................................................................................. 15
Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación. ............................................. 15
Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión. ................................................................................ 16
Tabla 5.1: Proyección de la demanda. ............................................................................................. 18
Tabla 5.2: Proyectos candidatos. ..................................................................................................... 19
Tabla 5.3: Resultados del MRFO. .................................................................................................... 20
Tabla 6.1: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 1). .................................... 22
Tabla 6.2: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 2). .................................... 23
Tabla 6.3: Factor de Indisponibilidad Fortuita. ................................................................................. 24
Tabla 6.4: Margen de Reserva de Generación del SEIN ................................................................. 25
Tabla 7.1: Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación ................... 28
Tabla 7.2: Contrato de transporte firme de gas natural de Camisea ............................................... 29
Tabla 7.3: Límite de transmisión Centro – Sur considerado para el periodo 2015-2018 ................ 30
Tabla 8.1: Centrales térmicas que se afectan por la indisponibilidad del ducto de gas .................. 39
Tabla 8.2: Potencia total indisponible por la salida de servicio del ducto de gas de Camisea ........ 39
Tabla 8.3: Proyectos de generación a ser considerados en la sensibilidad de retraso de proyectos
de generación ................................................................................................................................... 41
Tabla 9.1 Máxima Demanda Anual del SEIN 2015 - 2018 .............................................................. 43
Tabla 9.2 Expansión de la Generación del SEIN 2015 – 2018........................................................ 43
Tabla 9.3 Margen de Reserva de Generación del SEIN .................................................................. 44
3
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Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
LISTA DE ANEXOS
Anexo A
: Proyección de la Demanda
Anexo B
: Potencia Firme de las unidades de generación del SEIN
Anexo C
: Premisas y Consideraciones para modelar el sistema en el SDDP
Anexo D
: Resultados de la operación del sistema mediante el SDDP
4
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Período 2015-2018
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Versión 1
ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE
RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN - PERÍODO 2015-2018
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 suficiente para
cubrir la operación del sistema 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° 020-2013-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 2017.
En marzo de 2011 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) emitió la Resolución
Ministerial N° 111-2011-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 para garantizar dicho margen.
En el presente Estudio el COES presenta los resultados del estudio de verificación
del MRFO correspondiente al período 2015 – 2018. 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 2015 - 2018 se estima un crecimiento de la Máxima Demanda
anual del SEIN a una tasa promedio de 9,8% respecto al año 2014, que equivale
a 653 MW por año. La demanda del sistema se incrementará en 2 614 MW hasta
el 2018, lo que equivale a un incremento del 46% respecto a la demanda de 2014.
5
26/03/2015
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Período 2015-2018
Versión 1
Proyección de la demanda del SEIN1
Demanda del SEIN en Potencia (MW) y Energía (GWh)
MW
GWh
10 000
100 000
9 000
90 000
8 000
80 000
7 000
70 000
6 000
60 000
5 000
50 000
4 000
40 000
3 000
30 000
2 000
20 000
1 000
10 000
0
0
2014
2015
2016
Potencia (MW)
2017
2018
Energía (GWh)
Expansión de la oferta
Para el periodo 2015 – 2018 en el SEIN se instalarán nuevas unidades de
generación que totalizan 3 830 MW, lo que representa un incremento del 44%
sobre la Potencia Efectiva del SEIN al año 2014 (8 718 MW). Del incremento
indicado, el 15% se instalará en la zona Norte, el 48% en la zona Centro y el 37%
en la zona Sur.
Expansión de la oferta del SEIN1
4 500
4 000
3 830
Potencia (MW)
3 500
3 332
3 000
2 500
2 408
2 000
1 500
1 000
786
500
0
2015
Hidro
2016
Termo
RER (*)
2017
2018
SEIN (acumulado)
(*)No incluye las pequeñas CCHH, las cuales están en el rubro “Hidro”.
1
Fuente: Informe Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Periodo 20172026,actualizado a febrero 2015
6
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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 2013 – 2017 es de
33,3%, el cual incluye el aporte a la reserva de las unidades definidas como
Reserva Fría de Generación (RFG).
Para efectos de verificar la reserva de generación, se considera 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 MRFO2, 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 2015 – 2018
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 2015 –
2018, 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:
2
Informe N° 0056-2013-GART, “Determinación del MRFO y TIF Para el Sistema Interconectado
Nacional, Periodo 2013-2017”, OSINERGMIN, 2013.
7
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Período 2015-2018
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Versión 1
Margen de Reserva de Generación del SEIN.
Año
2015
2016
2017
2018
Máxima
Potencia
Potencia
Margen de
Margen de
Demanda Efectiva de Firme de Reserva de Reserva de
MW
Generación Generación Generación Generación
MW
MW
MW
%
(1)
(2)
(3)
(3) - (1)
(3)/(1) - 1
6 402
9 308
8 775
2 374
37.1%
7 038
10 931
10 248
3 210
45.6%
7 675
11 855
11 143
3 468
45.2%
8 351
12 353
11 632
3 281
39.3%
Se observa que para todo el periodo de análisis (2015 – 2018) el margen de
reserva de generación del SEIN tiene valores superiores al MRO vigente (33,3%)3.
Por lo tanto, no se requiere proponer centrales de reserva dentro del alcance de la
RM N° 111-2011-MEM/DM en el periodo 2015 – 2018, dado que los valores del
margen de reserva exceden al MRO vigente.
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,
sobre la base de los registros históricos de hidrología.
b) Hidrología Seca: Se considera una hidrología con probabilidad de
excedencia del 95%.
c) Salida de servicio del Complejo del Mantaro: Considera fuera de servicio el
complejo Mantaro (centrales hidroeléctricas de Mantaro y Restitución), en
un (01) mes del periodo de avenida y de estiaje en el horizonte de análisis.
Adicionalmente se analizaron las siguientes condiciones de operación que se
podrían presentar en el sistema (sensibilidades):
3
El valor del MRO tiene vigencia hasta el 30 de abril de 2017, sin embargo para esta verificación
se ha considerado el mismo valor durante el año 2018.
8
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Período 2015-2018
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Versión 1
d) Sensibilidad – Purga anual 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 de servicio del ducto de gas de Camisea en un mes
del periodo de avenida y de estiaje: Se considera la indisponibilidad por un
(01) mes en el periodo de avenida y de estiaje del gasoducto de Camisea
– Costa Central, lo cual afecta la operación de las centrales que operan
exclusivamente con el Gas de Camisea.
f)
Sensibilidad – Retraso de Proyectos de Generación en un año: Considera
el retraso en un año en las puestas en operación de las centrales que
ingresan en el periodo 2017 - 2018.
Los resultados indican 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 en el periodo de estiaje del año 2015, la reserva
mínima del sistema será de 7%, mientras que para los demás años la reserva
mínima es superior al 10%.
Ante la salida de servicio del gasoducto de Camisea, se observa que el
racionamiento del suministro eléctrico en el año 2015 presenta un valor máximo
en el periodo de estiaje del orden de 1 320 MW aproximadamente y en el año
2016 el racionamiento máximo ocurre en el periodo de avenida y es del orden de
760 MW. En los años 2017 y 2018 los racionamientos máximos se presentan en
el estiaje y son del orden de 490 MW y 740 MW, respectivamente, y en estos
años el racionamiento podría ser nulo si la contingencia en el gasoducto ocurre en
el periodo de avenida
Cabe resaltar que, 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.
Conclusiones

Se estima que para el periodo 2015 – 2018 el margen de reserva de
generación del SEIN será superior al MRO vigente (33,3%), por lo tanto, no se
requiere proponer nuevas centrales de reserva dentro del alcance de la RM N°
111-2011-MEM/DM.
9
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Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018

26/03/2015
Versión 1
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 suministro
eléctrico. Sin embargo, se precisa que para el caso de la salida del complejo
Mantaro, en el periodo de estiaje del año 2015 se contaría con reserva mínima
de 7%; para los demás años dicha reserva mínima será superior al 10%.

Para el caso de la salida de servicio del ducto de gas de Camisea, en el
periodo 2015 - 2016 se requerirá realizar racionamiento eléctrico tanto si la
contingencia ocurre en el periodo de avenida como en estiaje, siendo los
valores máximos de racionamiento estimado de 1 320 MW (estiaje 2015) y de
760 MW (avenida 2016). En los años 2017 y 2018 estos racionamientos se
presentan solo si la contingencia ocurre en periodo de estiaje, y serían del
orden de 490 MW y de 740 MW, respectivamente.
10
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Período 2015-2018
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Versión 1
ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE
RESERVA FIRME OBJETIVO (MRFO) DEL SEIN - PERÍODO 2015-2018
1
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 ubicación 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, definido como la diferencia
entre la oferta de generación y la demanda en potencia, está sujeto a las incertidumbres
del mercado, pues depende en gran medida de la evolución de una serie de proyectos
privados. Es así que existe la posibilidad de que el margen de reserva de generación se
reduzca, con el consecuente riesgo de racionamiento en caso de contingencias o
situaciones operativas adversas, como pueden ser fallas prolongadas en las centrales de
generación y años de sequía (hidrología seca).
Es por esta razón que el COES tiene el encargo de verificar anualmente que el margen
de reserva de generación previsto esté por encima de cierto límite, denominado Margen
de Reserva Firme Objetivo (MRFO), el cual es establecido por el OSINERGMIN para
garantizar una adecuada seguridad en el SEIN.
En el presente Informe se exponen los resultados del Estudio de Verificación del MRFO
del SEIN en el Período del 2015 al 2018.
2
ANTECEDENTES
En marzo de 2011 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) emitió la Resolución
Ministerial N° 111-2011-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.
11
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Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
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Versión 1
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 fijó 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).
En el año 2013 el COES propuso la instalación de unidades de generación con una
capacidad total mínima de 360 MW, como parte de la de la reserva fría para garantizar el
cumplimiento MRFO vigente en el periodo 2013 – 2016, debido a que la reserva de
generación del SEIN estaba por debajo del MRFO. Como consecuencia de dicha
recomendación el Estado Licitó 1000 MW de generación térmica en el Sur (Nodo
Energético del Sur) a través de PROINVERSIÓN, las cuales ingresará al sistema en los
años 2016 y 2017.
3
OBJETIVO
Verificar el cumplimiento del Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN para el periodo
2015 – 2018 y, de ser necesario, 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 2017 – 2026 (Escenario
Base), actualizada a febrero del 2015, cuyo sustento técnico se presenta en el Anexo A.
En la Tabla 4.1 se resume la proyección de la demanda global del SEIN para el periodo
2015 – 2018, en la que se estima una tasa promedio anual de 9,8% de crecimiento de la
máxima demanda.
12
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Tabla 4.1: Proyección de demanda global.
AÑO
2014
2015
2016
2017
2018
ENERGÍA
POTENCIA
GWH
%
MW
%
41 796
46 055
51 244
57 390
63 019
5,4%
10,2%
11,3%
12,0%
9,8%
5 737
6 402
7 038
7 675
8 351
2,9%
11,6%
9,9%
9,1%
8,8%
PROMEDIO
10,8%
9,8%
2015 - 2018
Fuente: Informe Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017-2026, actualizado a febrero 2015
En la Tabla 4.2 se resume la proyección de la demanda de los Grandes Proyectos que
ingresarán al SEIN en el periodo 2015 – 2018.
Tabla 4.2: Principales proyectos de demanda.
PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA
Ampliación Concentradora Cuajone
Ampliación Concentradora Toquepala
Ampliación Cerro Verde
Ampliación Quimpac (Oquendo)
Ampliación Shougang Hierro Perú
Ampliación Antamina
Ampliación de Aceros Arequipa
Ampliacion Toromocho
Ampliación Bayovar
Cemento Pacasmayo - Fosfatos Bayovar
Cemento Pacasmayo - Cementos Piura
Ampliación UNACEM - Condorcocha
Ampliación Antapaccay
Las Bambas
Coroccohuayco - Antapaccay
Constancia
Galeno
Mina Chapi
Pukaqaqa
Pampa de Pongo
Shahuindo
Ampliación Refinería Talara
Corani
Inmaculada- Suyamarca
La Arena
El Porvenir
Nueva Planta de Oxidos Volcán
Ampliación Siderperú
Ollachea (Kuri Kullu)
Accha - Azod
Total de Proyectos - Zona Norte
Total de Proyectos - Zona Centro
Total de Proyectos - Zona Sur
TOTAL PROYECTOS
MW
2015
GWH
MW
15
7
371
6
2016
GWH
124
56
1 695
107
2017
GWH
183
146
3 332
107
241
267
230
949
150
190
6
498
107
10
5
61
152
62
656
25
5
64
10
264
70
724
75
MW
22
17
406
6
33
25
10
106
19
16
10
20
21
98
68
88
126
16
11
20
94
179
128
162
578
16
11
20
144
179
136
161
757
47
3
403
24
63
10
538
79
10
79
20
140
4
8
31
59
7
48
63
20
7
10
16
10
16
24
20
16
21
17
3
14
538
157
55
58
173
79
112
133
140
125
144
118
125
95
45
124
597
767
412
1 382
3 341
5 134
100
256
737
1 093
927
2 422
5 539
8 889
10
19
92
288
399
70
122
1 045
1 185
2 352
2018
MW
68
101
406
6
36
35
15
106
21
20
16
23
GWH
566
836
3 332
107
257
279
254
1 059
162
131
179
240
156
23
63
48
26
27
16
10
66
48
20
17
21
17
3
14
17
201
301
942
1 444
1 261
184
538
377
205
210
173
79
463
266
140
134
144
118
139
96
119
1 664
2 841
7 544
12 048
Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017-2026, actualizada a febrero 2015
13
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
4.2
26/03/2015
Versión 1
Plan de obras de generación
La expansión de la generación para el período 2015 – 2018 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 con alta probabilidad de ejecución.
Para el periodo 2015 – 2018 en el SEIN se instalarán nuevas unidades de generación
que totalizan 3 830 MW, lo que representa un incremento del 44% sobre la Potencia
Efectiva del SEIN al año 2014 (8 718 MW). Del incremento indicado, el 15% se instalará
en la zona Norte, el 48% en la zona Centro y el 37% en la zona Sur.
En la Tabla 4.3 se muestra el programa de obras de generación del SEIN para el periodo
2015 – 2018, y en la Tabla 4.4 se muestra el sustento de mismo.
14
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
Tabla 4.3: Programa de obras de generación.
FECHA
PROYECTO
TECNOLOGÍA
EMPRESA
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN
MW
NOTAS
ene-2015
CH Runatullo III
Hidroeléctrica
20
abr-2015
CB La Gringa V
Biomasa
CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA
2
(1)
abr-2015
CH Cheves I
Hidroeléctrica
STATKRAFT
168
(2)
may-2015
CH Quitaracsa
Hidroeléctrica
ENERSUR
112
(1)
jun-2015
CT Eten - Reserva Fría
Dual Diesel B5/Gas Natural
PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN
219
(1)
jul-2015
CH Santa Teresa
Hidroeléctrica
LUZ DEL SUR
98
(3)
sep-2015
CH Tingo
Hidroeléctrica
COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO
9
(1)
sep-2015
CT Puerto Maldonado - Reserva Fría
Dual Diesel B5/Gas Natural
INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ
18
(1)
sep-2015
CH Machupicchu II
Hidroeléctrica
EGEMSA
100
(1)
nov-2015
CT Pucallpa - Reserva Fría
Dual Diesel B5/Gas Natural
INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ
40
(1)
ene-2016
CE Parque Tres Hermanas
Eólica
CONSORCIO TRES HERMANAS
97
(1)
ene-2016
CH Chancay
Hidroeléctrica
SINERSA
19
(1)
ene-2016
CH Cerro del Águila - G1
Hidroeléctrica
CERRO DEL AGUILA
170
(4)
mar-2016
CH 8 de Agosto
Hidroeléctrica
GENERACIÓN ANDINA
19
(1)
mar-2016
CH El Carmen
Hidroeléctrica
GENERACIÓN ANDINA
8
(1)
mar-2016
CH Cerro del Águila - G2
Hidroeléctrica
CERRO DEL AGUILA
170
(4)
may-2016
CT Puerto Bravo - Nodo Energético del Sur
Dual Diesel B5/Gas Natural
SAMAY I
500
(1)
may-2016
CH Cerro del Águila - G3
Hidroeléctrica
CERRO DEL AGUILA
170
(4)
jul-2016
CH Manta
Hidroeléctrica
PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES
20
(1)
ago-2016
CH Chaglla
Hidroeléctrica
EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA (ODEBRECHT)
406
(1)
sep-2016
CH Huatziroki I
Hidroeléctrica
EMPRESA DE GENERACIÓN HIDRAÚLICA SELVA
11
(1)
nov-2016
CH RenovAndes H1
Hidroeléctrica
EMPRESA DE GENERACION SANTA ANA
20
(1)
dic-2016
CH Colca
Hidroeléctrica
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO
12
(1)
ene-2017
CT Recka
Dual Diesel B5/Gas Natural
MINERA CERRO VERDE
181
(9)
ene-2017
CH Yarucaya
Hidroeléctrica
HUAURA POWER GROUP
17
(1)
ene-2017
CH Karpa
Hidroeléctrica
HIDROELÉCTRICA KARPA
19
(1)
ene-2017
CH Laguna Azul
Hidroeléctrica
HIDROELÉCTRICA LAGUNA AZUL
20
(1)
mar-2017
CH Cola 1
Hidroeléctrica
HIDROELECTRICA COLA
10
(1)
mar-2017
CT Ilo - Nodo Energético del Sur
Dual Diesel B5/Gas Natural
ENERSUR
500
(1)
may-2017
CH La Virgen
Hidroeléctrica
LA VIRGEN
64
(6)
ago-2017
CT Chilca 1 - Ampliación
Ciclo Combinado
ENERSUR
113
(4)
ene-2018
CT Santo Domingo de los Olleros - TV
Ciclo Combinado
TERMOCHILCA
86
(5)
ene-2018
CH Santa Lorenza I
Hidroeléctrica
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SANTA LORENZA
19
(1)
ene-2018
CH Pucará
Hidroeléctrica
EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUSCO
150
(1)
ene-2018
CH Angel III
Hidroeléctrica
GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ
20
(1)
ene-2018
CH Angel I
Hidroeléctrica
GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ
20
(1)
ene-2018
CH Angel II
Hidroeléctrica
GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ
20
(1)
feb-2018
CH Hydrika 5
Hidroeléctrica
INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU
10
(1)
feb-2018
CH Hydrika 2
Hidroeléctrica
INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU
4
(1)
jun-2018
CT Santa Rosa - TV
Ciclo Combinado
EDEGEL
129
(4)
jul-2018
CH Hydrika 4
Hidroeléctrica
INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU
8
(1)
jul-2018
CH Hydrika 1
Hidroeléctrica
INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU
7
(1)
jul-2018
CH Hydrika 3
Hidroeléctrica
INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU
10
(1)
nov-2018
CH Carhuac
Hidroeléctrica
ANDEAN POWER
16
(1)
Tabla 4.4: Notas de sustento del programa de obras de generación.
Notas: REFERENCIAS
(1) Fecha de ingreso según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización (USPP) de OSINERGMIN, publicado en enero de 2015.
(2) Fecha estimada según Programa Anual de Mantenimiento 2015 realizado el 18.11.2014.
(3) Fecha estimada según información recibida para el cálculo de Energía Firme
(4) Según información recibida para el Informe de Diagnóstico 2015-2026 (Información recibida entre agosto y octubre de 2014).
(5) Fecha de ingreso según información de Autorizaciones de Generación del MINEM publicado en junio de 2014.
(6) Fecha estimada según información de OSINERGMIN y en función al cronograma de ejecución enviado por la empresa para el Informe de Diagnóstico 2015-2026
(7) Fecha estimada en función a los plazos del EPO y considerando que aún no se ha iniciado la construcción del proyecto.
(8) Proyecto con EPO aprobado. Fecha estimada asumiendo que la firma de contratos de la próxima subasta RER se produzca a finales del 2015 y el proyecto resulte adjudicado.
(9) Fecha estimada según información del Estudio de Preoperatividad (EPO) del proyecto.
(10) Fecha de ingreso según Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la última versión del Contrato de Concesión.
(11) Según información recibida para el Plan de Transmisión 2015-2024 (Información recibida entre julio y agosto de 2013).
Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017-2026, actualizada a febrero 2015
15
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
4.3
26/03/2015
Versión 1
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 2015 – 2018, así como su sustento.
El plan de obras incluye proyectos del Plan Transitorio de Transmisión, Primer, Segundo
y Tercer 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.
Tabla 4.5: Programa de obras de transmisión.
FECHA
PROYECTO
EMPRESA
NOTAS
feb-2015
Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea 220 kV San Juan - Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna)
REP
(1)
feb-2015
Incremento de la capacidad de transformación en la SE PUCALLPA mediante TR provisional 138/60 kV a trasladarse desde la SE Puno
REP
(2)
mar-2015
SE San Jose 500/220 kV
ATN
(3)
abr-2015
Repotenciación de la LT 220 kV Huanza - Carabayllo
REP
(4)
abr-2015
Nueva SE Reque 220/60/22.9 kV y 100 MVA (antes llamada SE Chiclayo Sur)
REP
(5)
abr-2015
Repotenciación de la LT 138 kV Paragsha II - Huánuco de 45 MVA a 75 MVA
REP
(4)
jun-2015
LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito)
REP
(4)
sep-2015
Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Linea 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L2243) de 152 MVA a 270 MVA por terna
REP
(4)
sep-2015
LT 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas
CTM
(6)
sep-2015
Repotenciación de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa de 50 MVA a 80 MVA
ISA
(2)
dic-2015
LT 138 kV Socabaya - Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones
SEAL
(7)
dic-2015
SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV
REP
(8)
dic-2015
Nueva SE Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA
SOUTHERN PERU
(5)
ene-2016
SE Amarilis 138 kV y Obras Conexas
REP
(6)
may-2016
SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA
REP
(8)
may-2016
LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte (300 MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba (200 MVA)
COBRA
(6)
jun-2016
Ampliación de la capacidad de transformación en la SE Pucallpa 138/60/10 kV (55/55/18 MVA)
ISA
(6)
jun-2016
Instalación de Compensación Reactiva (SVC) de -10 a 45 MVAr en 60 kV en la SE Pucallpa
ISA
(6)
jun-2016
Ampliación de la capacidad de transformación en la SE Aguaytia 220/138/22.9 kV (60/60/20 MVA)
ISA
(6)
ago-2016
LT 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y SSEE Asociadas
ABENGOA PERU
(6)
sep-2016
LT 220 kV La Planicie REP - Industriales
ISA
(6)
dic-2016
SE Barsi: Cambio de Transformador de 85 MVA a 180 MVA
dic-2016
SE Malvinas (Nueva Colonial) 220/60 kV - 180 MVA
EDELNOR
(7)
dic-2016
LT 220 kV Mirador (Nueva Jicamarca) - Malvinas (Nueva Colonial)
EDELNOR
(7)
dic-2016
Ampliación de la SE Friaspata 220 kV (Huancavelica) y Seccionamiento de la LT 220 kV Mantaro - Independencia (L-2203)
ene-2017
LT 138 kV Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 kV
ene-2017
Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kV
ene-2017
Repotenciación de la LT 220 kV San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A
ene-2017
Repotenciación de la LT 220 kV Pomacocha - San Juan
ene-2017
ene-2017
(7)
REP
(9)
-
(10)
-
(10)
LUZ DEL SUR
(5)
-
(11)
LT 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo y SSEE Asociadas
ISA
(5)
SE Orcotuna 220/60 kV - 50 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kV de enlace a la LT 220 kV Huayucachi - Huanza
CTM
(6)
ene-2017
LT 220 kV Friaspata - Mollepata 250 MVA y SE Mollepata 220/66 kV - 50 MVA
CTM
(6)
ene-2017
Repotenciación de la LT 220 kV Pachachaca - Callahuanca
-
(11)
abr-2017
SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA
-
(10)
abr-2017
SE Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA
-
(10)
jul-2017
LT 220 kV Moquegua - Los Héroes (2do circuito) y Ampliación de la SE Los Héroes
-
(12)
jul-2017
LT 220 kV Asia - Drv. Asia
-
(7)
jul-2017
Nueva SE Asia 220/60/10 kV - 85 MVA
-
(7)
jul-2017
SE Alto Praderas 220/60/10 kV - 120 MVA y Líneas de Enlace en 220 kV y 60 kV
-
(7)
jul-2017
LT 220 kV Industriales - San Luis
-
(7)
jul-2017
Nueva SE San Luis 220/60/10 kV - 240 MVA
-
(7)
oct-2017
SE Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas
-
(13)
ene-2018
Repotenciación de la LT 220 kV Tingo María - Vizcarra - Conococha
-
(11)
ene-2018
Repotenciación de la LT 220 kV Trujillo - Cajamarca
-
(11)
feb-2018
LT 220 kV Azangaro - Juliaca - Puno y SSEE Asociadas
-
(13)
16
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
REFERENCIAS
Notas:
(1) Fecha estimada. Estudio de Operatividad aprobado, el proyecto se encuentra en construcción.
(2) Fecha estimada según Programa Anual de Mantenimiento 2015 realizado el 18.11.2014.
(3) Fecha estimada según información de la empresa. Estudio de Operatividad en Revisión.
(4) Fecha estimada según información de la empresa recibida el 03.02.2015.
(5) Según información recibida para el Informe de Diagnóstico 2015-2026 (Información recibida entre agosto y octubre de 2014).
(6) Fecha de ingreso según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización (USPP) de OSINERGMIN, publicado en enero de 2015.
(7) Fecha estimada. Proyectos considerados en el Pronunciamiento Sobre la Solicitud de Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 (Plan de Inversiones)".
(8) Fecha estimada. Proyectos pertenecientes a los planes de expansión de REP.
(9) Fecha estimada según oficio N°243-2013-MEM/VME de fecha 30 de septiembre de 2013.
(10) Fecha estimada en función a la situación actual del proyecto (Proceso de licitación aún no convocado por el titular del proyecto).
(11) Fecha estimada. Proyectos Vinculantes resultado de la Actualización del Plan de Transmisión 2013 - 2022 y aprobados por el MINEM con Resolución Ministerial N° 583-2012-MEM/DM en fecha 28.12.2012.
(12) Fecha de ingreso estimada. Proyectos encargados a PROINVERSIÓN para su licitación.
(13) Fecha de ingreso según Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la última versión del Contrato de Concesión.
Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017-2026, actualizada a febrero 2015
5
MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO FIJADO POR OSINERGMIN
5.1
Antecedentes
Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD, se fijó el MRFO del Sistema
Interconectado Nacional, desde el 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017, en
un valor igual a 33,3% (MRO) menos el equivalente porcentual de las potencias firmes de
las unidades de Reserva Fría de Generación (RFG), conforme ingresen en operación,
respecto de la máxima demanda del SEIN.
5.2
Resumen del estudio de OSINERGMIN de determinación del MRFO
5.2.1
Criterios
El MRFO fue determinado considerando una 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.
17
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
5.2.2
Versión 1
Premisas de cálculo para obtener el MRFO
Generales

Proyección de la demanda y expansión de la generación para el periodo 2013 2018.

Se utilizó un modelo uninodal para determinar el MRFO.
Proyección de la demanda
La proyección de la demanda se muestra en la Tabla 5.1.
Tabla 5.1: Proyección de la demanda.
Año
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Máxima
Demanda
MW
5 268
5 723
6 372
6 968
7 442
7 889
Energía
GWh
37 336
40 516
44 937
51 031
54 525
57 607
Factor de Tasa de Crecimiento
Carga
%
Potencia
Energía
80,7%
80,8%
8,6%
8,5%
80,5%
11,3%
10,9%
83,6%
9,4%
13,6%
83,4%
6,8%
6,8%
83,4%
6,0%
5,7%
Tasas Anuales de Crecimiento (2013 - 2017)
8,4%
9,1%
Fuente: OSINERGMIN, Informe N° 0056-2013-GART.
Parque Generador
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:
18
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
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° 0056-2013-GART.
Disponibilidad de Unidades
Se considera la tasa de salida forzada de las unidades
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: 6 000 US$/MWh
19
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
5.2.3
26/03/2015
Versión 1
Resultados
En la Tabla 5.3 se resume los resultados obtenidos en el estudio desarrollado por el
OSINERGMIN.
Tabla 5.3: Resultados del MRFO.
Año
2013
2014
2015
2016
2017
Margen de
Máxima Demanda Margen de Reserva
MW
Óptimo (%)
5 723
36,50%
6 372
30,10%
6 968
30,80%
7 442
34,70%
7 889
34,50%
Reserva Óptimo (MRO)
33,3%
Fuente: OSINERGMIN, Informe N°0056-2013-GART.
En la tabla anterior se muestra el Margen de Reserva Óptimo (MRO), el cual viene a ser
el excedente de Potencia Firme del SEIN respecto a la Máxima Demanda del sistema,
expresado como un porcentaje de esta última. Como ya se indicó, el MRO ha sido fijado
en 33,3%.
6
VERIFICACIÓN DEL MRFO PARA EL PERIODO 2015 AL 2018
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 de vista 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 de generación del sistema, es más
conveniente analizar la totalidad de la reserva, incluyendo la RFG. En ese sentido, en el
presente numeral se analizará el cumplimiento del MRO.
20
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
6.1
26/03/2015
Versión 1
Premisas para verificación del MRO
Para verificar el MRO del SEIN se consideran las siguientes premisas generales:

Se considera en mantenimiento una unidad de turbo gas ciclo abierto generación
de 193 MW (unidad turbogas existente en el 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 2014
Mediante el Procedimiento N° 26 del COES se realiza el cálculo de la Potencia Firme de
las centrales hidroeléctricas y térmicas existentes en el SEIN. En la Tabla 6.1 y Tabla 6.2
se detalla la Potencia Efectiva y la Potencia Firme de las unidades de generación del
SEIN a diciembre del 2014.
21
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
Tabla 6.1: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 1).
EMPRESA
TERMOSELVA
STATKRAFT PERÚ S.A.
Central
Unidad
C.T. AGUAYTIA
TG-1
C.T. AGUAYTIA
TG-2
C.H. CAHUA
C.H. PARIAC
C.H. GALLITO CIEGO
C.H. SAN ANTONIO
C.H. SAN IGNACIO
C.H. HUAYLLACHO
C.H. MISAPUQUIO
EDEGEL
C.H. HUINCO
C.H. MATUCANA
C.H. CALLAHUANCA
C.H. MOYOPAMPA
C.H. HUAMPANI
EEPSA
EGENOR
C.T. SANTA ROSA
UTI-5
C.T. SANTA ROSA
UTI-6
C.T. SANTA ROSA
TG-7
C.T. SANTA ROSA
TG8
C.T. VENTANILLA
TG3+TG4 CCOMB F.DIREC.
C.T. MALACAS
TG-4
C.T. MALACAS
TG-5 (RESERVA FRÍA)
C.H. CARHUAQUERO
C.H. CARHUAQUERO IV
C.H. CAÑA BRAVA
C.H. CAÑON DEL PATO
STATKRAFT PERÚ S.A.
C.H. MALPASO
C.H. OROYA
C.H. PACHACHACA
C.H. YAUPI
ELECTROPERU
C.H. MANTARO
C.H. RESTITUCION
SHOUGESA
EGASA
C.T. TUMBES
MAK1
C.T. TUMBES
MAK2
C.T. SAN NICOLÁS
TV-1
C.T. SAN NICOLÁS
TV-2
C.T. SAN NICOLÁS
TV-3
C.T. SAN NICOLÁS
CUMMINS
C.H. CHARCANI I
C.H. CHARCANI II
C.H. CHARCANI III
C.H. CHARCANI IV
C.H. CHARCANI V
C.H. CHARCANI VI
C.T. MOLLENDO
MIRLESS 1
C.T. MOLLENDO
MIRLESS 2
C.T. MOLLENDO
MIRLESS 3
C.T. PISCO
TG-1
C.T. PISCO
TG-2
C.T. CHILINA
TV2
C.T. CHILINA
TV3
C.T. CHILINA
C. COMBINADO
C.T. CHILINA
SULZER1
C.T. CHILINA
SULZER2
EGEMSA
C.H. MACHUPICCHU
HUANCHOR
C.H. HUANCHOR
SANTA CRUZ
C.H. SANTA CRUZ I
C.H. SANTA CRUZ II
Pot. Efectiva Pot. Firme
MW
MW
87.2
86.9
88.3
88.0
43.1
39.9
5.0
5.0
38.1
29.2
0.6
0.6
0.4
0.4
0.2
0.2
3.9
3.9
247.3
247.3
137.0
131.7
80.4
80.4
66.1
66.1
30.1
30.2
52.4
52.1
51.0
50.9
121.0
117.2
188.2
185.3
485.0
480.7
103.4
102.6
193.4
189.7
95.1
87.9
10.0
0.0
5.7
5.7
263.5
263.5
48.0
48.0
9.5
9.5
9.7
9.7
112.7
112.7
670.7
670.7
215.4
215.4
8.0
6.1
8.3
6.4
27.5
19.1
19.1
17.8
17.9
26.9
1.2
1.2
1.7
1.3
0.6
0.6
4.6
3.7
15.3
15.3
144.6
131.7
8.9
8.9
8.2
8.1
8.5
8.3
9.7
9.6
35.4
33.7
35.3
33.6
7.1
6.8
8.2
7.9
16.5
16.0
4.8
5.1
4.7
4.7
88.8
88.8
19.6
19.6
7.0
1.8
7.4
2.1
22
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
Tabla 6.2: Potencias Efectiva y Firme de las centrales del SEIN (parte 2).
EMPRESA
SAN GABAN
EGESUR
Central
Unidad
C.H. SAN GABAN II
C.T. BELLAVISTA
ALCO
C.T. TAPARACHI
SKODA 1
C.T. TAPARACHI
MAN 1
C.T. TAPARACHI
MAN 3
C.T. TAPARACHI
MAN 4
C.H. ARICOTA I
C.H. ARICOTA II
ENERSUR
C.T. INDEPENDENCIA
WARTSILA 1
C.T. INDEPENDENCIA
WARTSILA 2
C.T. INDEPENDENCIA
WARTSILA 3
C.T. INDEPENDENCIA
WARTSILA 4
C.T. ILO1
TV3
C.T. ILO1
TV4
C.T. ILO1
TG-1
C.T. ILO1
TG-2
C.T. ILO1
CATKATO
C.T. ILO2
TVC1
C.H. YUNCAN
C.T. CHILCA
TG1+TG2+TG3+TV
C.T. ILO - RESERVA FRIA
TG1+TG2+TG3
C.T. LAS FLORES
TG-1
C.T. KALLPA
TG1+TG2+TG3+TV
SDF ENERGÍA
C.T. OQUENDO
TG1
CHINANGO
C.H. YANANGO
KALLPA GENERACION S.A.
C.H. CHIMAY
GEPSA
C.H. LA JOYA
CELEPSA
C.H. PLATANAL
AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA
C.T. PARAMONGA
MAJA ENERGÍA
C.H. RONCADOR
SINERSA
C.H. POECHOS II
ELEC. SANTA ROSA
C.H. PURMACANA
SANTA CRUZ
C.H. HUASAHUASI I
SANTA CRUZ
C.H. HUASAHUASI II
AGUAS Y ENERGIA PERU
C.H. PÍAS
PETRAMAS S.A.C.
C.TB. HUAYCOLORO
G1
C.TB. HUAYCOLORO
G2
C.TB. HUAYCOLORO
G3
TV1
HIDROCAÑETE S.A.
C.H. NUEVO IMPERIAL
MAPLE ETANOL
C.T. MAPLE ETANOL
TV
SDE PIURA
C.T. TABLAZO
TG1
GTS REPARTICION S.A.C.
C.S. REPARTICION SOLAR 20T
GTS MAJES S.A.C.
C.S. MAJES SOLAR 20T
TACNA SOLAR S.A.C
C.S. TACNA SOLAR 20T
PANAMERICANA SOLAR
C.S. PANAMERICANA SOLAR 20TS
ELECTRICA YANAPAMPA
C.H. YANAPAMPA
RIO DOBLE
C.H. LAS PIZARRAS
TERMOCHILCA
C.T. STO. DOMINGO DE LOS OLLEROS TG1
EMGHUANZA
C.H. HUANZA
EOLICO MARCONA
C.E. MARCONA
FENIX POWER PERU
C.T. FENIX
ENERGIA EOLICA S.A.
C.E. CUPISNIQUE
ENERGIA EOLICA S.A.
C.E. TALARA
EMPRESA DE GENERACION JUNIN C.H. RUNATULLLO III
EMPRESA DE GENERACION JUNIN C.H. RUNATULLLO II
MOQUEGUA FV
TOTAL SEIN
C.S. MOQUEGUA SOLAR
GT11+GT12+TV
Pot. Efectiva Pot. Firme
MW
MW
113.1
113.1
1.5
1.5
0.4
0.3
0.5
0.5
1.5
1.4
1.5
1.5
22.5
22.5
12.4
12.4
5.7
5.7
5.8
5.8
5.7
5.6
5.7
5.7
66.3
65.3
22.5
22.1
34.4
34.2
30.6
30.1
3.3
2.6
139.8
139.7
136.7
136.7
813.8
804.0
498.1
488.6
195.1
194.3
860.7
852.6
28.2
26.8
42.6
14.6
150.9
150.9
9.6
2.6
222.2
221.8
12.2
10.7
3.6
1.0
10.0
5.5
1.8
0.3
9.6
2.2
10.1
2.2
12.0
12.0
1.5
1.5
1.5
1.5
1.6
1.5
4.0
2.6
29.5
0.0
26.8
26.4
20.0
0.0
20.0
0.0
20.0
0.0
20.0
0.0
3.9
2.2
19.2
3.5
209.0
205.4
96.8
96.8
32.0
0.0
570.1
554.7
83.2
0.0
30.9
0.0
20.2
8.9
20.0
6.9
16.0
0.0
8 718
8 205
23
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
A diciembre del 2014 la Potencia Efectiva del SEIN fue de 8 718 MW y la Potencia Firme
de 8 205 MW.
6.3
Potencia Firme del SEIN periodo 2015 - 2018 (Nuevas Unidades)
Para determinar la potencia firme de los nuevos proyectos de generación para el periodo
2015 – 2018 se toman en cuenta las siguientes consideraciones:

La Potencia Firme de las centrales hidroeléctricas se obtuvieron del Informe N°
0056-2013-GART (Determinación del MRFO y TIF para el Sistema Interconectado
Nacional), cuyo detalle se muestra en el Anexo B (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.

La Potencia Firme de las unidades termoeléctricas están en función de su
Potencia Efectiva y el Factor de Indisponibilidad Fortuita.

Se consideran las indisponibilidades fortuitas de las unidades termoeléctricas
indicadas en la Tabla 6.3, valores considerados en el Procedimiento N° 25
(Indisponibilidades de las unidades de generación).
Tabla 6.3: Factor de Indisponibilidad Fortuita.
Central
Combustible
Carbón
Vapor
Petróleo
Gas
Jet
Gas
Gas
Diesel
Diesel
Todos
Ciclo Combinado
Hidráulicas
Horas
%
Fortuita Programada Fortuita Programada
392.4
884.8
4.5%
10.1%
323.2
985.5
3.7%
11.3%
283.8
955.7
3.2%
10.9%
274.2
472.2
3.1%
5.4%
297.8
480.9
3.4%
5.5%
359.2
528.0
4.1%
6.0%
261.0
164.7
3.0%
1.9%
233.0
694.7
2.7%
7.9%
263.7
692.9
3.0%
7.9%
Fuente: North American Electric Reliability Corporation (Historicak Availability Statistics, 1982-2009)
24
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
6.4
26/03/2015
Versión 1
Verificación del MRO para el periodo 2015 – 2018
6.4.1 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 2015 – 2018 se considera la expansión del sistema al final de cada año, es decir
al mes de diciembre, mes cuando 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 2015 – 2018. En los cálculos se considera en mantenimiento una unidad turbo
gas ciclo abierto (193 MW).
Tabla 6.4: Margen de Reserva de Generación del SEIN
Año
2015
2016
2017
2018
Máxima
Potencia
Potencia
Margen de
Margen de
Demanda Efectiva de Firme de Reserva de Reserva de
MW
Generación Generación Generación Generación
MW
MW
MW
%
(1)
(2)
(3)
(3) - (1)
(3)/(1) - 1
6 402
9 308
8 775
2 374
37.1%
7 038
10 931
10 248
3 210
45.6%
7 675
11 855
11 143
3 468
45.2%
8 351
12 353
11 632
3 281
39.3%
De los resultados se observa que el margen de reserva de generación estará por encima
del MRO vigente para todo el periodo analizado (2015 – 2018), por lo tanto, no se
requiere proponer centrales de reserva para dicho periodo, dentro del alcance de la RM
N° 111-2011-MEM/DM.
También se destaca que para los años 2016 y 2017 el margen de reserva de generación
será de 45% aproximadamente, siendo este alto margen consecuencia del ingreso de
nuevos proyectos de generación, incluyendo las unidades del Nodo Energético del Sur.
25
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
7
26/03/2015
Versión 1
CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA COMPROBAR EL DESEMPEÑO DEL
MARGEN
DE
RESERVA
DE
GENERACIÓN
BAJO
CONDICIONES
DE
OPERACIÓN DEL SISTEMA
Tanto la determinación del MRFO, indicado en el Capítulo 5, así como la verificación de
éste en el período de estudio, han sido realizados con criterios para fines tarifarios, entre
los que se consideran las potencias firmes como capacidades de las unidades
hidroeléctricas y térmicas, se representa al SEIN como un sistema uninodal, sin
restricciones de transmisión y generación (restricciones de suministro de gas natural), se
utiliza una resolución anual en el análisis, y otras simplificaciones.
En ese sentido, en la verificación del Margen de Reserva Objetivo (MRO) se comparó el
excedente de la Potencia Firme respecto a la máxima demanda anual del sistema (que
históricamente se presenta en el mes de diciembre de cada año), con el valor fijado por
OSINERGMIN (el MRO).
Sin embargo, es necesario evaluar el desempeño del sistema tomando en cuenta las
restricciones operativas reales, tales como capacidades y pérdidas de transmisión,
capacidades de ductos de gas natural, potencias de despacho de hidroeléctricas acorde
a la disponibilidad hídrica, y una resolución mensual del análisis
Por lo anterior, con la finalidad de comprobar el desempeño del margen de reserva de
generación, se simula la operación económica del SEIN, bajo ciertas consideraciones y
criterios, detalladas en el presente capítulo, que permitan representar de la mejor manera
un comportamiento del sistema cercano al que se observaría en la realidad.
7.1
Modelamiento del sistema
Modelo utilizado
Se ha simulado la operación económica del SEIN con el modelo SDDP (Stochastic Dual
Dynamic Programming), el cual permite hacer un modelamiento multinodal y
multiembalse. El SDDP es un modelo de despacho hidrotérmico estocástico con
representación de la red de transmisión para estudios de largo, mediano y corto plazo. El
modelo calcula la política de operación de mínimo costo de un sistema hidrotérmico,
tomando en cuenta los siguientes aspectos:
26
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018

26/03/2015
Versión 1
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.
Bloques Horarios
Se definen cinco bloques horarios que representan el perfil de demanda correspondiente
a las 24 horas del día. Con el fin de hacer una mejor representación del comportamiento
de la demanda del SEIN para evaluar la reserva de generación del sistema, el bloque de
punta máxima se presenta con una duración de una hora. En el Anexo C se detalla la
descripción de los bloques horarios.
Para la comprobación del desempeño del margen de reserva se utilizarán los resultados
del bloque de punta, debido a que este es el bloque donde se presenta la menor reserva
del SEIN.
Embalses
Nuestro sistema hidrológico está compuesto por embalses que obedecen a diferentes
necesidades, tales como: energía eléctrica, riego y agua potable. Para efectos de este
estudio se está optimizando el uso de los embalses solo desde el punto de vista de las
necesidades de energía eléctrica, con el objetivo de minimizar los costos de operación,
pero a la vez satisfaciendo las otras necesidades mencionadas.
En el Anexo C, se detallan la relación de embalses que son considerandos en la
simulación. También se describen las limitaciones del volumen almacenado del lago
Junín de acuerdo a lo establecido por el Ministerio de Agricultura.
27
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
7.2
26/03/2015
Versión 1
Principales consideraciones y criterios
Mantenimiento de generación
Se considera las premisas de mantenimiento óptimo del parque generador utilizado en la
verificación del MRO, el cual incluye solo el mantenimiento de una unidad (01) turbogas.
Disponibilidad de gas natural de Camisea
La disponibilidad de gas natural de Camisea considerada en el presente estudio es como
se indica en la Tabla 7.1.
Tabla 7.1: Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación
Año
Capacidad Firme de Transporte (MMPCD)
2015
453
2016 - 2017
512
2018
Sin límites
El incremento de la capacidad en el periodo 2016 – 2017 (desde el mes de abril de 2016)
considera el 16° Open Season, donde se adjudicó 60 MMPCD para las empresas de
generación eléctrica.
A partir del año 2018, año previsto de la puesta en servicio de la ampliación del Sistema
de Transporte de Gas Natural de Camisea a 920 MMPCD4, no se considera limitación en
el suministro de gas natural de Camisea para las centrales térmicas que utilizan este
combustible.
Despacho de centrales que utilizan gas de Camisea
En la Tabla 7.2 se muestra de manera comparativa la capacidad de transporte firme de
gas de Camisea que requieren las centrales para operar a plena capacidad y la
capacidad firme de la que disponen.
4
Resolución Suprema N° 053-2013-EM
28
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Tabla 7.2: Contrato de transporte firme de gas natural de Camisea
Empresa
Gas Requerido
actualm ente (1)
MMPCD
Capacidad Firme
Periodo: 2015 - m arzo 2016
Periodo: abril 2016 - 2017 (2)
MMPCD
MMPCD
ENERSUR
121
103
124
KALLPA
174
123
157
EDEGEL
172
113
113
FENIX
85
58
58
TERMOCHILCA
45
23
23
EGESUR
5
3
5
EGASA
19
20
20
SDF ENERGY
7
9
14
TOTAL
627
453
512
Notas:
(1): Requerido por el parque generador que utiliza gas de Camisea a febrero de 2015
(2): Considera el 16° Open Season
Despacho de centrales que utilizan combustibles líquidos
Se considera que las centrales duales, las centrales de reserva fría del SEIN y del Nodo
Energético del Sur, no presentan problemas de abastecimiento de combustible diesel, y
además pueden operar sin restricción alguna.
Reserva Rotante
Tomando como referencia el “Informe del Programa de Mediano Plazo de la Operación
del SEIN para el periodo enero 2015 – diciembre 2016”, se ha considerado una reserva
primaria de 2,6% para el periodo de avenida y de 2,0% para el de estiaje, distribuida en
las centrales del SEIN. Adicionalmente se considera 80 MW de reserva secundaria,
asignada entre las CCHH Huinco y Charcani V.
Costos de combustibles
Se ha considerado los costos de combustibles utilizados en la fijación tarifaria del periodo
mayo 2014 - abril 2015 elaborada por OSINERGMIN, manteniéndolos constantes en el
periodo de análisis. 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.
29
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Límite de transmisión Centro - Sur
Se considera el ingreso de la LT Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo

de 500 kV en enero del año 2017, con límite de transmisión de 800 MW en el tramo
Mantaro – Marcona (con compensación serie de 52%) y de 700 MW en el tramo
Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo (con compensación serie de 60%).
El límite de transmisión total Centro – Sur se considera de la siguiente manera:

Tabla 7.3: Límite de transmisión Centro – Sur considerado para el periodo 2015-2018
Año
2015
Límite
700 MW
(1)
750 MW
(2)
2016
2017
2018
1 100 MW
Sin restricción
Sin restricción
LLTT Mantaro – Cotaruse – Socabaya de 220 kV,
Líneas de LLTT Mantaro – Cotaruse - Socabaya de 220 kV y Chilca - Marcona - Ocoña - Montalvo de 500 kV y
enlace Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo de 500 kV. Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo
de 500 kV.
(1): En horas de media demanda y punta
(2): En horas de base
8
RESULTADOS DEL DESEMPEÑO DEL MARGEN DE GENERACIÓN
Teniendo en cuenta las consideraciones y criterios indicados en el capítulo 7, a
continuación se muestra el desempeño del margen de generación, como resultado de la
simulación de la operación económica del sistema en varios escenarios.
8.1
Casos de Simulación
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 servicio de la central de generación de mayor capacidad en el 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:
30
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018

26/03/2015
Versión 1
Caso Base: Considera la operación del sistema con una hidrología promedio,
teniendo en cuenta la información hidrológica histórica.

Hidrología Seca: Se considera una hidrología con una probabilidad de excedencia
del 95%.

Salida de servicio de la central de generación de mayor capacidad en el 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 en dichos casos no se espera
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 anual de la presa Tablachaca: Que implica la salida de operación de la
CCHH Mantaro, Restitución y Cerro del Águila.

Salida de servicio del ducto de gas de Camisea – Costa Central: Se considera la
indisponibilidad por un mes en el periodo de avenida y de estiaje del ducto de gas
de Camisea, lo que implica que las centrales térmicas que utilizan este
combustible no operen.

Retraso de proyectos de generación: Se considera el retraso en un año en
proyectos de generación cuya fecha prevista de puesta en operación está entre
los años 2017 y 2018.
8.2
8.2.1
Resultados
Caso Base
Corresponde a la operación normal del sistema, considerando la expansión prevista de la
oferta de generación, de transmisión y de demanda, tomando en cuenta las limitaciones y
restricciones propias del sistema.
En la Figura 8.1 y en la Figura 8.2 se muestra la reserva de generación del SEIN para el
periodo 2015 – 2018, en magnitud y porcentaje, respectivamente.
31
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Caso Base (Hidrología Promedio)
Reserva de generación (MW)
3 500
Puesta en operación de la
CT Puerto Bravo del Nodo
Energético del Sur (500 MW)
(MAY 2016)
3 000
2 500
2 000
1 500
Puesta en operación de la
ampliación del gasoducto
de Camisea (ENE 2018)
Puesta en operación de la CT
Ilo del Nodo Energético del
Sur (500 MW) (MAR 2017)
1 000
500
nov-2018
jul-2018
sep-2018
mar-2018
may-2018
ene-2018
sep-2017
nov-2017
jul-2017
may-2017
mar-2017
nov-2016
ene-2017
jul-2016
sep-2016
may-2016
ene-2016
mar-2016
sep-2015
nov-2015
jul-2015
mar-2015
may-2015
ene-2015
0
Reserva Caso Base
Figura 8.1 Reserva de generación en MW, Caso Base - Hidrología Promedio
Caso Base (Hidrología Promedio)
Reserva de generación (%)
50%
año 2017: Reserva
promedio de 33%
40%
30%
Año 2018: Reserva
promedio de 34%
20%
10%
% Reserva Caso Base
nov-2018
jul-2018
sep-2018
mar-2018
may-2018
ene-2018
sep-2017
nov-2017
jul-2017
may-2017
mar-2017
nov-2016
ene-2017
jul-2016
sep-2016
may-2016
ene-2016
mar-2016
sep-2015
nov-2015
jul-2015
mar-2015
may-2015
ene-2015
0%
% Reserva Caso Base Promedio
Figura 8.2 Reserva de generación en %, Caso Base - Hidrología Promedio
En ambas figuras se observa que la reserva de generación experimenta incrementos en
los años 2016, 2017 y 2018, debido a la puesta en operación de las centrales del Nodo
Energético del Sur y a la ampliación del gasoducto de Camisea, prevista para el año
2018. Cabe resaltar que en todo el periodo de evaluación no se presenta racionamiento
del suministro eléctrico. Asimismo, en la Figura 8.2 se observa que la reserva mínima es
del orden de 19% y se presenta en el estiaje del año 2015. La reserva promedio en los
años 2017 y 2018 es del orden de 33% y 34%, respectivamente.
32
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
8.2.2
En la
Versión 1
Comparación de la reserva del caso base con el MRO
Figura 8.3 se muestra de manera comparativa la reserva del caso Base en
porcentaje, resultado de la verificación del desempeño del Margen de Reserva (valores
mensuales), el valor calculado de la verificación del MRO (valor anual) y el MRO Fijado
por OSINERGMIN (valor anual).
Comparación de resultados del MRO
Reserva de generación (%)
50%
MRO
Verificado
40%
30%
MRO Fijado
= 33,3%
20%
10%
Caso Base - Verificación del desempeño del MRO (%)
nov-2018
sep-2018
jul-2018
may-2018
ene-2018
MRO Verificado
mar-2018
nov-2017
sep-2017
jul-2017
may-2017
mar-2017
ene-2017
nov-2016
sep-2016
jul-2016
may-2016
mar-2016
ene-2016
nov-2015
sep-2015
jul-2015
may-2015
mar-2015
ene-2015
0%
MRO Fijado
Figura 8.3: Comparación de la reserva del caso base con el MRO Verificado y con MRO
Fijado por OSINERGMIN
De la comparación de los márgenes de reserva del sistema, se observa que el resultado
de la verificación del MRO es superior al MRO fijado por OSINERGMIN (33,3%) en todo
el periodo de evaluación. Cabe resaltar que ambos son valores anuales, calculados en el
bloque de máxima demanda anual del sistema (mes de diciembre).
Asimismo, en el gráfico se muestra el Margen de Reserva de Generación, que a
diferencia de las otras dos variables mencionadas, son valores mensuales resultado del
despacho de las centrales hidráulicas y las potencias firmes para el caso de las centrales
térmicas. En el caso de las centrales hidráulicas, las potencias despachadas consideran
la variación hidrológica mes a mes para una secuencia hidrológica promedio, por lo que
estas potencias son menores a las potencias firmes de dichas centrales, especialmente
33
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
en los meses de estiaje. En el caso de las centrales térmicas que utilizan gas de
Camisea, se considera el efecto de no tener el volumen suficiente para despachar a
plena carga antes del año 2018, lo cual reduce su potencia disponible.
8.2.3
Hidrología Seca
Para cada año del periodo de evaluación se identifica la serie hidrológica que tiene una
probabilidad de excedencia del 95% (hidrología seca), y sobre ésta se hace la evaluación
de la reserva.
En la Figura 8.4 y Figura 8.5 se muestran los resultados de la reserva de generación del
SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con Hidrología Seca,
comparándolos con los del Caso Base.
Comparación de la Reserva (MW): Hidrología Seca vs. Caso Base
Reserva de generación (MW)
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
nov-2018
jul-2018
sep-2018
may-2018
ene-2018
mar-2018
nov-2017
jul-2017
sep-2017
mar-2017
may-2017
nov-2016
ene-2017
jul-2016
Base
sep-2016
may-2016
ene-2016
mar-2016
nov-2015
jul-2015
sep-2015
mar-2015
may-2015
ene-2015
0
Hidro-Seca
Figura 8.4 Comparación en MW de la Reserva: Hidrología Seca vs. Caso Base
34
26/03/2015
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Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Comparación de la Reserva (%): Retraso de Proyectos de Generación vs. Caso Base
Reserva de generación (%)
50%
40%
30%
20%
10%
sep-2018
nov-2018
jul-2018
mar-2018
may-2018
nov-2017
ene-2018
jul-2017
sep-2017
mar-2017
may-2017
nov-2016
Base %
ene-2017
jul-2016
sep-2016
may-2016
ene-2016
mar-2016
sep-2015
nov-2015
jul-2015
may-2015
ene-2015
mar-2015
0%
Hidro-Seca %
Figura 8.5 Comparación en % de la Reserva: Hidrología Seca vs. Caso Base
De los resultados obtenidos se observa que las máximas reducciones en la reserva se
presentan en los meses de estiaje de cada año, debido a que las centrales hidroeléctricas
reducen su generación como consecuencia de la menor disponibilidad del recurso
hídrico, lo que sucede en mayor proporción en las centrales de pasada, sin embargo no
se presenta racionamiento del suministro eléctrico en todo el periodo de análisis.
8.2.4
Salida de servicio del Complejo del Mantaro
Se simula la operación del sistema considerando la salida de servicio del Complejo
Hidroeléctrico Mantaro, cuya potencia efectiva total es de 886 MW. De manera
representativa, se considera dicha indisponibilidad por el periodo de un mes, tanto en el
periodo de avenida como en estiaje.
En la Figura 8.6 y Figura 8.7 se muestran los resultados de la reserva de generación del
SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con Salida del Complejo
Mantaro, comparándolos con los del Caso Base.
35
26/03/2015
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Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Comparación de la Reserva (MW): Salida del Complejo Mantaro vs. Caso Base
Reserva de generación (MW)
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Ave 15 Est 15
Ave 16 Est 16
Ave 17 Est 17
Reserva Caso Base
Salida del Complejo Mantaro
Ave 18 Est 18
Figura 8.6 Comparación en MW de la Reserva - Salida del Complejo Mantaro vs. Caso Base
Comparación de la Reserva (%): Salida del Complejo Mantaro vs. Caso Base
Reserva de generación (%)
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Ave 15 Est 15
Ave 16 Est 16
Ave 17 Est 17
Ave 18 Est 18
% Reserva Caso Base
% Salida del Complejo Mantaro
Figura 8.7 Comparación en % de la Reserva - Salida del Complejo Mantaro vs. Caso Base
De los resultados se observa que la menor reserva se presenta en los periodos de
estiaje, presentándose un mínimo valor de 7% en estiaje del año 2015, pero sin llegar a
presentarse racionamiento del suministro eléctrico, por lo que se concluye que la reserva
es suficiente para cubrir esta contingencia en todo el periodo de estudio.
36
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
Cabe destacar que para el periodo 2016 – 2018, se observa que la reserva se mantiene
por encima del 10%, lo cual se debe a la puesta en servicio de importantes proyectos de
generación en la zona Centro (CCHH Chaglla y Cerro del Águila, y ampliación del
gasoducto de Camisea) y en la zona Sur (CH Pucará y CCTT del Nodo Energético).
8.2.5
Sensibilidad – Purga anual de la presa Tablachaca
Se simula la operación del sistema considerando la salida de servicio 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 con una duración de una semana aproximadamente; aunque con fines de
análisis se considera la purga durante dos meses.
En la Figura 8.8 y Figura 8.9 se muestran los resultados de la reserva de generación del
SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente, para el caso con Purga anual de la
presa Tablachaca, comparándolos con el Caso Base.
Comparación de la Reserva (MW): Purga de la presa Tablachaca vs. Caso Base
Reserva de generación (MW)
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Feb15 Mar15
Feb16 Mar16
Feb17 Mar17
Reserva Caso Base
Purga de la presa Tablachaca
Feb18 Mar18
Figura 8.8 Comparación en MW de la Reserva – Purga de la presa Tablachaca vs. Caso Base
37
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
Comparación de la Reserva (%): Purga de la presa Tablachaca vs. Caso Base
Reserva de generación (%)
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Feb15 Mar15
Feb16 Mar16
Feb17 Mar17
Feb18 Mar18
% Reserva Caso Base
% Purga de la presa Tablachaca
Figura 8.9 Comparación en % de la Reserva – Purga de la presa Tablachaca vs. Caso Base
La purga anual de la presa Tablachaca reduce considerablemente la reserva del sistema,
sin llegar a presentarse interrupción de suministros. Ante este evento se estima una
reserva mínima de 8% y de 5% en los años 2015 y 2016, respectivamente, y a partir del
año 2017 la reserva mínima estaría por encima del 10%. Esto es consecuencia de que el
sistema cuenta con suficiente reserva de generación, y debido a que el periodo en el cual
se realiza la purga es el de avenida, periodo en el cual se tiene mayor disponibilidad de
caudales, lo cual mejora el aporte de las centrales hidroeléctricas.
8.2.6
Sensibilidad - Salida de servicio del ducto de gas de Camisea en un mes del
periodo de avenida y de estiaje
La salida de servicio del ducto 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, puesto que no pueden operar con un
combustible alternativo (Diesel B5).
En la Tabla 8.1 se muestra la relación de unidades de generación que serían afectadas
por la indisponibilidad del ducto de Camisea. Se indica también la potencia disponible de
cada central en función de su capacidad de transporte firme de gas, así como la potencia
disponible de las centrales duales cuando deban operar con el combustible alternativo.
38
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Tabla 8.1: Centrales térmicas que se afectan por la indisponibilidad del ducto de gas
Centrales
Ciclo combinado Kallpa
Ciclo combinado Chilca
Ciclo combinado Fénix
Ciclo combinado Ventanilla (1)
Santo Domingo de los Olleros
Santa Rosa TG8
Pisco
Independencia
Las Flores
Oquendo
Santa Rosa GT7 (1)
Santa Rosa UTI5 (1)
Santa Rosa UTI6 (1)
Total
Potencia Efectiva (MW)
2015
861
814
570
473
209
188
71
23
195
28
121
52
51
3 656
2016
861
814
570
473
209
188
71
23
195
28
121
52
51
3 656
2017
861
927
570
473
209
188
71
23
195
28
121
52
51
3 769
2018
861
927
570
473
295
317
71
23
195
28
121
52
51
3 984
Potencia Firme (2) (MW) según Capacidad
la disponibilidad de volumen sin ducto
de
firme de gas natural de
Camisea
Camisea (MMPCD)
(MW)
2015 2016 2017 2018
814
688
376
460
108
182
68
16
0
27
0
0
0
2 738
837
792
376
460
108
182
68
16
132
27
0
0
0
2 998
837
826
376
460
108
182
68
16
132
27
0
0
0
3 032
837
902
555
460
285
307
68
22
188
27
117
51
49
3 868
0
0
0
309
0
0
0
0
0
0
117
51
49
526
Nota:
(1): Central con combustible alternativo (Diesel B5)
(2): Valores estimados
En la Tabla 8.2 se muestra la magnitud de potencia que se indispone en el SEIN como
consecuencia de la salida de servicio del gasoducto de Camisea. Se observa que ante
esta contingencia se indispondría de una potencia firme de generación del orden de 2
400 MW en el año 2016 y de 3 300 MW en el año 2018.
Tabla 8.2: Potencia total indisponible por la salida de servicio del ducto de gas de Camisea
Año
Potencia Firme (1)
indisponible de CCTT que
consumen gas de Camisea
(MW)
2015
2016
2017
2018
2 213
2 472
2 506
3 342
(1): Valores estimados.
Se simuló la operación económica del sistema considerando la salida de servicio del
gasoducto de Camisea en un (01) mes del periodo de avenida y de estiaje. Cabe resaltar
que en esta sensibilidad se considera que las centrales duales, las centrales de reserva
fría del SEIN y del Nodo Energético del Sur, no presentan problemas de abastecimiento
del combustible diesel, y que además pueden operar sin restricción alguna.
39
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
26/03/2015
Versión 1
En la Figura 8.10 se muestran los resultados de la simulación para el bloque de punta,
observándose racionamiento del suministro eléctrico a lo largo de todo el periodo de
estudio.
Racionamiento del suministro eléctrico por salida de servicio del
Ducto de Camisea
1 400
Racionamiento (MW)
1 200
1 000
800
600
400
200
Est 2018
Ave 2018
Est 2017
Ave 2017
Est 2016
Ave 2016
Est 2015
Ave 2015
0
Figura 8.10 Racionamiento del suministro eléctrico en el SEIN ante la salida de servicio del
ducto de gas
Ante la salida de servicio del gasoducto de Camisea en el periodo de avenida y de
estiaje, se observa que el racionamiento máximo en cada año ocurre en el periodo de
estiaje.
Para los años 2015 y 2016 se presentará racionamiento del suministro eléctrico en el
bloque de punta del sistema tanto si la contingencia ocurre en el periodo de avenida
como en estiaje, siendo los racionamientos máximos estimados de 1 320 MW (estiaje
2015) y de 760 MW (avenida 2016). Para los años 2017 y 2018 los racionamientos
máximos se presentarán si la contingencia ocurre en el periodo de estiaje, con valores
estimados del orden de 490 MW y de 740 MW, respectivamente; en estos años el
racionamiento podría ser nulo si la contingencia del gasoducto ocurre en el periodo de
avenida.
Es importante resaltar que aun cumpliendo con el MRO en todo el periodo de estudio,
esto no asegura que en caso de pérdida del ducto de gas de Camisea se evite el
racionamiento.
40
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Cabe indicar que esta contingencia es una situación fortuita cuya probabilidad de
ocurrencia y energía no servida asociada implican un riesgo que se entiende que ha sido
analizado en la fijación del valor del MRO por parte de OSINERGMIN, bajo el criterio
probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía.
8.2.7
Sensibilidad – Retraso de proyectos de generación en un año
En este caso se considera el retraso en un año en la puesta en operación de algunos
proyectos de generación con ingreso previsto en los años 2017 y 2018. En la Tabla 8.3
se indican estos proyectos:
Tabla 8.3: Proyectos de generación a ser considerados en la sensibilidad de retraso de
proyectos de generación
Fecha prevista
Tecnología
MW
mar-2017
CT Ilo - Nodo Energético del Sur
Proyecto
Dual Diesel B5/Gas Natural
500
may-2017
CH La Virgen
Hidroeléctrica
64
ago-2017
CT Chilca 1 - Ampliación
Ciclo Combinado
113
ene-2018
CT Santo Domingo de los Olleros - TV
Ciclo Combinado
86
ene-2018
CH Pucará
Hidroeléctrica
150
ene-2018
CCHH Angel I,II y III
Hidroeléctrica
60
jun-2018
CT Santa Rosa - TV
Ciclo Combinado
129
Total MW
677
425
Adicionalmente a estos retrasos, se ha considerado el retraso de la ampliación del
gasoducto de Camisea cuya fecha prevista de puesta en operación es el año 2018. De
retrasarse este proyecto afectaría a las centrales que no cuentan con volumen suficiente
para despachar continuamente a plena carga.
En la Figura 8.11 y Figura 8.12 se muestra los resultados de la reserva de generación del
SEIN en magnitud y porcentaje, respectivamente para esta sensibilidad, comparándolos
con el Caso Base.
41
26/03/2015
Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
Versión 1
Comparación de la Reserva (MW): Retraso de Proyectos de Generación vs. Caso Base
Reserva de generación (MW)
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
Reserva Caso Base
sep-2018
nov-2018
jul-2018
may-2018
ene-2018
mar-2018
sep-2017
nov-2017
jul-2017
mar-2017
may-2017
nov-2016
ene-2017
jul-2016
sep-2016
mar-2016
may-2016
nov-2015
ene-2016
jul-2015
sep-2015
mar-2015
may-2015
ene-2015
0
Retraso proyectos generación
Figura 8.11 Comparación en MW de la Reserva: Retraso de Centrales vs. Caso Base
Comparación de la Reserva (%): Retraso de Proyectos de Generación vs. Caso Base
Reserva de generación (%)
50%
40%
30%
20%
10%
% Reserva Caso Base
sep-2018
nov-2018
jul-2018
may-2018
ene-2018
mar-2018
sep-2017
nov-2017
jul-2017
mar-2017
may-2017
nov-2016
ene-2017
jul-2016
sep-2016
mar-2016
may-2016
nov-2015
ene-2016
jul-2015
sep-2015
mar-2015
may-2015
ene-2015
0%
Retraso proyectos generación %
Figura 8.12 Comparación en % de la Reserva: Retraso de Centrales vs. Caso Base
Se observa que ante el retraso de proyectos de generación en el periodo 2017 – 2018 no
se presenta racionamiento del suministro eléctrico, sin embargo de presentarse este
escenario la mínima reserva en el periodo de estiaje se reduciría de 27% a 16% y de 29%
a 15% en los años 2017 y 2018, respectivamente.
En el Anexo D se detalla los resultados de los casos analizados con el modelo SDDP.
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Informe COES/DP-SPL-01-2015
Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
9
26/03/2015
Versión 1
CONCLUSIONES
a) Para el periodo 2015 – 2018 se estima que la máxima demanda del sistema se
incrementará en 2 557 MW, lo que representa un incremento del 45% respecto a
la máxima demanda del 2014 (5 775 MW). Este crecimiento representa un
incremento promedio anual de 644 MW. En la Tabla 9.1 se muestra el crecimiento
de la máxima demanda anual del SEIN.
Tabla 9.1 Máxima Demanda Anual del SEIN 2015 - 2018
Año
2015
2016
2017
2018
Máxima Demanda
MW
6 402
7 038
7 675
8 351
b) Del plan de expansión de la generación se estima que para el periodo 2015 –
2018 en el SEIN se instalarán aproximadamente 3 830 MW, lo que presenta un
incremento del 44% de la Potencia Efectiva del SEIN respecto al año 2014 (8 718
MW), lo que implica que en el SEIN en promedio se instalarán 957 MW de
generación por año.
Del incremento de generación indicado, en la zona Norte se instalarán 581 MW,
en la zona Centro 1 823 MW y en la zona Sur 1 426 MW. En la Tabla 9.2 se
resume la expansión de la generación para el periodo 2015 – 2018, agrupada por
tipo de tecnología.
Tabla 9.2 Expansión de la Generación del SEIN 2015 – 2018.
Año
2015
2016
2017
2018
Hidro
MW
507
1025
130
283
Térmico
MW
277
500
794
215
RER (*)
MW
2
97
0
0
TOTAL SEIN
MW
786
1622
924
498
(*)No incluye las pequeñas CCHH, las cuales están en el rubro “Hidro”.
c) Los resultados de la verificación del MRO del SEIN para el periodo 2015 – 2018
se muestran en la Tabla 9.3 siguiente:
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Versión 1
Tabla 9.3 Margen de Reserva de Generación del SEIN
Año
2015
2016
2017
2018
Máxima
Potencia
Potencia
Margen de
Margen de
Demanda Efectiva de Firme de Reserva de Reserva de
MW
Generación Generación Generación Generación
MW
MW
MW
%
(1)
(2)
(3)
(3) - (1)
(3)/(1) - 1
6 402
9 308
8 775
2 374
37.1%
7 038
10 931
10 248
3 210
45.6%
7 675
11 855
11 143
3 468
45.2%
8 351
12 353
11 632
3 281
39.3%
d) Para el periodo 2015 – 2018 el margen de reserva del SEIN será superior al MRO
vigente (33,3%), por lo tanto, no se requiere proponer centrales de reserva dentro
del alcance de la RM N° 111-2011-MEM/DM en el periodo 2015 - 2018.
e) Se verificó el desempeño del margen de reserva de generación del SEIN para el
periodo 2015 - 2018, considerando los siguientes escenarios de operación, con el
fin de observar si en el sistema se presenta racionamiento del suministro eléctrico:

Caso Base.

Hidrología Seca.

Salida de la Central más Importante del Sistema.
Adicionalmente, se analizaron casos operativos que se podrían presentar en el
sistema (sensibilidades), aunque en dichos casos no se espera que el sistema
deba operar sin llegar a racionar el suministro eléctrico. Estas sensibilidades son
las siguientes:

Sensibilidad – Purga anual de la presa Tablachaca.

Sensibilidad - Salida de servicio del ducto de gas de Camisea – Costa
Centro.

Sensibilidad – Retraso de proyectos de generación.
f) De los resultados de la evaluación de la reserva de generación, se observa que
para el Caso Base, el sistema tiene suficiente margen para operar sin poner en
riesgo el suministro eléctrico en el sistema, estimándose una reserva mínima de
19% (estiaje del 2015). Cabe aclarar que este valor es un valor mensual, que se
ve afectado la variación hidrológica durante el año y la disponibilidad de gas, a
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Estudio de Verificación del MRFO del SEIN
Período 2015-2018
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Versión 1
diferencia del valor del MRO que es un valor anual teórico que no se ve afectado
por las variables indicadas.
g) Los casos de Hidrología Seca y la salida del complejo del Mantaro no implican
racionamiento del suministro eléctrico en el sistema.
h) Los casos de sensibilidad que implican la purga anual de la Presa Tablachaca y el
retraso de los proyectos de generación, no implican racionamiento eléctrico en el
sistema, estimándose en el primer caso una reserva mínima de 8% y de 5% en los
años 2015 y 2016, respectivamente. A partir del año 2017 en cualquiera de estos
casos la reserva mínima estará por encima del 10%.
i)
La salida de servicio del ducto de gas de Camisea indispone generación en el
SEIN en el orden de 2 200 MW a 2 500 MW en el periodo 2015 – 2017 y 3 340
MW en el año 2018, por lo que ante este evento se podría presentar
racionamiento en todo el periodo de estudio.
j)
Ante la salida de servicio del ducto de gas de Camisea, en el periodo 2015 – 2016
se requerirá realizar racionamiento del suministro eléctrico tanto si la contingencia
ocurre en el periodo de avenida como en estiaje, siendo los racionamientos
máximos estimados del orden de 1 320 MW (estiaje 2015) y de 760 MW (avenida
2016). En los años 2017 y 2018 estos racionamientos se presentarían solo si la
contingencia ocurre en el periodo de estiaje y serían del orden de 490 MW y de
740 MW, respectivamente.
Fecha
Versión
N° Informe
Elaborado
Revisado
Aprobado
26.03.2015
1
COES/DP-SPL-01-2015
MCM/EBR
EBR/FPW
FPW
45

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Con fecha 21 de mayo de 2015, siendo las 14:45

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