la planificaciÓn de la transmisiÓn en el...
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LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL SEIN
Eduardo Antúnez de Mayolo R. Director de Planificación de Transmisión COES-SINAC PERÚ
Lima 5 de Setiembre del 2013
1
Objetivos de la presentación
2
• Exponer la problemática de la planificación de la
Transmisión en el Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN) del Perú.
• Presentar la evolución de la expansión de la
Transmisión del SEIN definida por la planificación de
la transmisión.
3
ANTECEDENTES
Marco Legal – Línea de Tiempo
4
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Criterios y Metodologías para la Elaboración del
PT (2009) Ley 28832 (2006)
Ley Concesiones Eléctricas (1992)
2012 2014
Empresas de subsector eléctrico Plan
Transitorio
de
Transmisión
MINEM
Plan de Transmisión
COES
1PT COES
2PT COES
Reglamento de Transmisión
(2007)
Desarrollo de Sistema de Transmisión
Marco Legal
5
C
O
E
S
Ley 28832 (Jul-2006)
Reglamento de Transmisión (May-2007)
Criterios y Metodología para la Elaboración del PT
(Mar-2009)
Indica el objetivo, alcances, contenido y secuencia de actividades del Informe de Diagnóstico y del Plan de Transmisión
Indica como se debe elaborar el Plan de Transmisíón
Asigna la función de interés público de Planificar la Transmisión
Ciclo del Plan de Transmisión
6
PT 2011-2020
PT 2013-2022
PT 2015-2024
Anterior Vigente En elaboración
Elaboración del Plan de Transmisión 2015 - 2024
7
2012 2013 2014 2015
ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
PROPUESTAS AL INF.
DIAGNÓSTICO
ELABORACIÓN PLAN DE TRANSMISIÓN
PRELIMINAR
SUBSANACIÓN OBS.
ELAB. PT
APROB. MINEM
INFORMACIÓN, DEMANDA, OFERTA. ELABORACIÓN INFORME DIAGNÓSTICO
ESCENARIOS •Futuros: Demanda, Oferta, Hidrología, Combustibles •Planes y Opciones
ANÁLISIS •Simulaciones en PERSEO •Cálculo de Atributos • Interpolación •Trade -Off •Análisis de riesgo •Minimax
VERIFICACIÓN •Análisis Eléctrico (DigSilent) •Verificación del PT al quinto año adicional •Resultados: Plan Vinculante y Plan de Largo Plazo
Segmentos del Mercado Eléctrico
Peruano
• Segmento de Distribución
• Grandes Usuarios
Mercado Libre
• Usuarios de Servicio
Público
Mercado Regulado
• Segmento de Generación
Mercado Libre
• Segmento de Transmisión
Mercado Regulado
DISTRIBUCIÓN
G1 G2 G3 Gn ………………
UL1 UL2 ULn UR1 URn
TRANSMISIÓN
Usuarios Regulados Usuarios Libres 8
GENERACIÓN
Alcances de la Planificación de la Transmisión en el SEIN
peruano Instalaciones que sirven
exclusivamente a los usuarios.
Estudio PT COES: Análisis de grandes sistemas de generación con proyección a interconexión internacional (Transmisión de Centrales del Oriente / Interconexión Internacionales)
Criterios del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas - Articulo 139
•Planificación Determinística •Horizonte 10 años •Plan de Obras para Fijación de Tarifas •Responsables: Titular / OSINERGMIN
Instalaciones que sirven exclusivamente a la generación.
Criterios de Planificación del titular
Instalaciones que sirven a la demanda y la generación (troncales nacionales y regionales)
Interconexión Internacional
Concesiones de Transmisión y Distribución
Usuarios Libres
Sistema Aislado
Criterios de Planificación privados de titulares de concesiones de generación.
PT COES : Cualquier instalación que a criterio del COES brinde seguridad, calidad y fiabilidad al SEIN (RT 14.3)
Criterios y Metodología para la Elaboración
del Plan de Transmisión •Metodología “TRADE OFF/RISK - MINIMAX” •Horizonte 10 años •Plan Vinculante / Plan de Largo Plazo •Entidad Responsable: COES-SINAC
9
10
PARTICULARIDADES DE LA PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN DEL SEIN
Problema central de la Planificación de la Expansión en
el Perú: Incertidumbre en la Demanda y la Oferta
11
INCERTIDUMBRE EN EL CRECIMIENTO DE LA
DEMANDA EN MAGNITUD Y LOCACIÓN:
PROYECTOS MAYORES DE DEMANDA PROSPECTOS MINEROS
INCERTIDUMBRE EN EL DESARROLLO DE LA EXPANSIÓN DE
LA GENERACIÓN EN TAMAÑO Y LOCACIÓN:
PROYECTOS MAYORES DE GENERACIÓN PROSPECTOS DE APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS
PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA
TRANSMISIÓN:
Planificar la Transmisión: El Problema
12
Futuro (Incierto)
Transmisión
+10 años
Demanda: ¿Crecimiento?
¿Dónde?
Oferta: ¿Nuevos proyectos? ¿Dónde?
Hidrología: ¿Normal, seca,
húmeda?
Combustibles: ¿Precios?
Transmisión
Hoy Plan de Transmisión
Planificar la Transmisión: La Solución Convencional
13
Escenario Base
Transmisión
+10 años Transmisión
Hoy
Plan de Transmisión Base
Enfoque Determinístico:
Objetivo: Mínimo Costo Total
S.T.
+10 años
S.T.
Hoy
S.T.
+10 años
S.T.
Hoy
S.T.
+10 años
S.T.
Hoy
Escenario Base
Escenario Optimista
Escenario Pesimista
PT Base
PT Optimista
PT Pesimista
Planificar la Transmisión: La Solución Convencional
14
Enfoque Determinístico:
Pocos escenarios y una función objetivo: Mínimo Costo
Planificar la Transmisión: La Solución Considerando
Incertidumbres
15
Futuro
(Incierto pero con límites)
Transmisión
+10 años Transmisión
Hoy
Plan de Transmisión ROBUSTO
Enfoque
Trade-Off:
Objetivo(s): Mínima Congestión Máxima Confiabilidad Mínimos Costos
Múltiples escenarios y múltiples funciones objetivo
16
METODOLOGÍA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
Metodología Trade – Off / Risk
17
• Método de toma de decisiones para problemas con
múltiples objetivos.
• Se aplica en situaciones de incertidumbre (las variables
exógenas pueden tomar valores dentro de un rango
amplio pero acotado)
• Busca una solución de “compromiso”: la mejor solución
considerando todos los objetivos.
• Busca una solución “robusta”: que sea válida
considerando todas las incertidumbres y sus rangos de
variación
Metodología Trade – Off / Risk (un futuro)
18
• Ejemplo para dos atributos a minimizar
Futuro 1 Curva Trade-Off: Contiene las mejores soluciones
“A” es la solución de compromiso entre los
dos atributos
Esta solución es mínima para el
Atributo 1 pero es máxima para el
Atributo 2
Esta solución es mínima para el Atributo 2 pero es máxima para el Atributo 1
Metodología Trade – Off / Risk con Incertidumbre
(varios futuros)
19
• Ejemplo para dos atributos a minimizar Futuro 1
Futuro 2
Futuro 3
Futuro “n”
“A” es la solución robusta
Atributos para la aplicación de la metodología Trade - Off
20
• Horas de Despacho No Económico - HDN (h/Millón US$)
• MWh de Flujos Interrumpidos - MFI (kWh/US$)
Criterios Económico - Operativos
• Valor Presente del Costo Total - VPCT (millones de US
• Valor Presente del Pago Anual de la Demanda por Energía – VPPD (millones de US$)
Criterios Económicos de Beneficio-Costo
• Criterio N-1 (W/US$)
Criterio N-1
21
INCERTIDUMBRES
Incertidumbre en la Demanda
22
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
No
rte
+ S
ur
Centro
Futuros de Demanda del año 2024 (MW)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
1: Optimista Norte-Sur
3:Optimista Centro
4: Pesimista
2: Medio
Proyección de la Demanda 2015-2024 - Escenario Medio
23
0%
5%
10%
15%
20%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
% C
reci
mie
nto
ENERGÍA POTENCIA
AÑO GWH % MW %
2015 53 287 15.4% 7 388 12.4%
2016 60 280 13.1% 8 214 11.2%
2017 64 985 7.8% 8 781 6.9%
2018 69 096 6.3% 9 314 6.1%
2019 72 499 4.9% 9 774 4.9%
2020 76 139 5.0% 10 282 5.2%
2021 79 368 4.2% 10 731 4.4%
2022 81 853 3.1% 11 096 3.4%
2023 84 469 3.2% 11 482 3.5%
2024 87 513 3.6% 11 922 3.8%
PROMEDIO
2015 - 2024
ENERGÍA POTENCIA
7.0% 6.5%
Demanda 2015-2024 - Grandes Proyectos (Escenario Medio)
24
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
MW
Años
Proyectos (MW)
zona NORTE zona CENTRO zona SUR TOTAL PROYECTOS
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW
Total de Proyectos - zona NORTE 128 199 199 255 255 404 495 495 496 526
Total de Proyectos - zona CENTRO 462 600 634 802 845 856 867 867 867 867
Total de Proyectos - zona SUR 756 1 046 1 132 1 195 1 350 1 368 1 367 1 367 1 367 1 368
TOTAL PROYECTOS 1 346 1 844 1 965 2 252 2 451 2 628 2 729 2 729 2 730 2 761
PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA
Incertidumbre de la Oferta - Generación en el Largo Plazo
25
Generación Térmica (Gas Natural)
Generación Hidro Mayor: Centrales del
Oriente
Generación Hidro Mediana/Menor con
concesiones definitivas y temporales
Generación Hidro Mayor: Centrales del
Norte
Sin
Grandes
Centrales
Con C.H.H.
del Norte
Con C.H.H.
del
Oriente
Térmica GN 60% 40% 40% 40%
Hidro
Mediana/Menor
con concesión
definitiva
40% A A A
Hidro
Mediana/Menor
con concesión
temporal
B
Hidro Mayor
Centrales del
Norte
B
Hidro Mayor
Centrales del
Oriente
B
(*) A+B≈60%
Proyectos
Considerados
40%T + 60%H
ESCENARIOS
60%T + 40%H
Números de Escenarios analizados por año (*)
x 3 Series Hidrológicas (Seca, Promedio, Húmeda)
x 2 Condiciones Transmisión
27 futuros Demanda x Oferta
x 1 Plan
Escenarios Simulados
para el 2024
216
Sin DesarrolloCC.HH. Oriente CC.HH. Norte
Según evaluación SISegún evaluación SI
Centro SINorte y Sur SI
Según evaluación SISegún evaluación SI
Según evaluación SICentro SI
Norte y Sur SI
Según evaluación SICentro SI
Norte y Sur SISegún evaluación SISegún evaluación SI
Según evaluación SICentro SI
Norte y Sur SI
Según evaluación SISegún evaluación SI
Centro SINorte y Sur SI
Según evaluación SISegún evaluación SI
Según evaluación SICentro SI
Norte y Sur SI
Pesimista - Según evaluación SI
Año
2024
Demanda
Oferta
TipoPrioridad de Proyectos
de Generación
Optimista
Centro
Mayormente
Térmica
Mayormente
Renovable
Desarrollo de Grandes Centrales
Optimista
N-S
Mayormente
Térmica
Mayormente
Renovable
Media
Mayormente
Térmica
Mayormente
Renovable
26
576
32000
Total de Escenarios
32 576
Simulados
Interpolados
(*) Corresponde al PT 2013-2022
27
RESULTADOS
28
EVOLUCIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL DEL SEIN BAJO LA
PLANIFICACIÓN DE TRANSMISIÓN
29
Sistema de Transmisión Existente – Año 2008
30
L.T. 220 kV MACHUPICCHU - ABANCAY – COTARUSE
(ENE- 2015)
L.T. 220 kV ONOCORA – TINTAYA (JUL - 2016)
L.T. 500 kV CHILCA - MARCONA - MONTALVO
(DIC - 2013)
L.T. 500 kV TRUJILLO – LA NIÑA
(JUL- 2014)
L.T. 220 kV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA
(MAY- 2016)
L.T. 220 kV TINTAYA – SOCABAYA
(ENE - 2014)
Nor1:
- L.T. 220 kV CARHUAMAYO – PARAGSHA (MAR - 2010)
- L..T. 220 kV PARAGSHA – CONOCOCHA (FEB - 2011)
- L.T. 220 kV CONOCOCHA – KYMAN AYLLU (DIC - 2011)
- L.T. 220 kV KYMAN AYLLU – CAJAMARCA (JUN - 2011)
L.T. 500 kV CHILCA – CARABAYLLO (MAY- 2011)
L.T. 220 kV CHILCA – PLANICIE – CARABAYLLO (MAY- 2011)
L.T. 500 kV CARABAYLLO – CHIMBOTE -
TRUJILLO (DIC- 2012)
L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO
(AGO - 2013)
Sistema de Transmisión Existente y Planificado – Año 2010
PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN
31
L.T. 220 kV MACHUPICCHU - ABANCAY – COTARUSE
(ENE- 2015)
L.T. 220 kV MACHUPICCHU – QUENCORO –
ONOCORA – TINTAYA (JUL - 2016)
L.T. 500 kV CHILCA - MARCONA - MONTALVO
(DIC - 2013)
L.T. 500 kV TRUJILLO – LA NIÑA
(JUL- 2014)
L.T. 220 kV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA
(MAY- 2016)
L.T. 220 kV MOYOBAMBA – IQUITOS
(2017) MINEM
L.T. 220 kV TINTAYA – SOCABAYA
(ENE - 2014)
Nor1:
- L.T. 220 kV CARHUAMAYO – PARAGSHA (MAR - 2010)
- L..T. 220 kV PARAGSHA – CONOCOCHA (FEB - 2011)
- L.T. 220 kV CONOCOCHA – KYMAN AYLLU (DIC - 2011)
- L.T. 220 kV KYMAN AYLLU – CAJAMARCA (JUN - 2011)
L.T. 500 kV CHILCA – CARABAYLLO (MAY- 2011)
L.T. 220 kV CHILCA – PLANICIE – CARABAYLLO (MAY- 2011)
L.T. 500 kV CARABAYLLO – CHIMBOTE -
TRUJILLO (DIC- 2012)
L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO
(AGO - 2013)
ST Existente y Planificado – Año 2011
PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN
ST Existente y Planificado – Año 2013
32
L.T. 500 kV MANTARO – MARCONA – NUEVA
SOCABAYA - MONTALVO (ENE - 2017)
CARAPONGO
L.T. 220 kV TINTAYA –
SOCABAYA (ENE - 2014)
S.E. 220 kV CARAPONGO
SEGUNDO PLAN DE TRANSMISIÓN
33
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL DE SUMINISTRO A LIMA
Transmisión Troncal Existente de Suministro a Lima
34
San Juan
Chilca
Planicie
Huinco Callahuanca
Carabayllo
Zapallal
Ref. Zinc
500 kV
500 kV
220 kV
220 kV
490 MW
430 MW
400 MW
1700 MW
700 MW
Capacidad de Suministro: •Sin generación local: 3500 MW •Con generación local: 4400 MW
Solo dos puntos de Ingreso troncal
Transmisión Troncal de Suministro a Lima con Nuevos Puntos de
Entrega Resultado de la Planificación
35
San Juan
Chilca
Planicie
Huinco Callahuanca
Carabayllo
Zapallal
Ref. Zinc
500 kV
500 kV
220 kV
220 kV
490 MW
430 MW
1400 MW 700 MW
1700 MW
700 MW
S.E. Carapongo
2da etapa
Capacidad de Suministro: •Sin generación local: 4500 MW •Con generación local: 5400 MW
Cuatro puntos de Ingreso troncal
Nuevo punto troncal previsto en PT 2013-2022
Nuevo enlace troncal previsto en el Plan de Inversiones
Transmisión Troncal de Suministro a Lima
Nueva Subestación Carapongo
36
Nueva SE Carapongo
Planicie
San Juan
Zapallal
Carabayllo
Chavarría
Sta. Rosa
L.T. Chilca-Planicie-Carabayllo 220 kV
L.T. Chilca-Carabayllo 500 kV L.T. Callahuanca-Ref. Zinc 220 kV
L.T. Huinco-Santa Rosa220 kV
37
VISIÓN DE LARGO PLAZO – SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL DE 500 KV
Visión de Largo Plazo – Sistema de
Transmisión Troncal de 500 kV
38
Plan Vinculante
Plan Transmisión 2022
Plan Transitorio
Enlaces a 500 kV
Visión a futuro de
Estructura de Sistema
en 500 kV
39
EVOLUCIÓN DE LA INTERCONEXIÓN CENTRO –SUR DEL SEIN
Evolución de la interconexión Centro – Sur
Año 2008
40
SUR
CENTRO
L.T. 220 kV MANTARO – COTARUSE –
SOCABAYA 300 MVA
(2008)
280 MW
41
460 MW
CENTRO
SUR REPOTENCIACIÓN L.T. 220 kV
MANTARO – COTARUSE – SOCABAYA
A 505 MVA
(AGO- 2011)
Evolución de la interconexión Centro – Sur
Año 2012
congestión
Importación de más del 50% de la
demanda
CARAPONGO
Evolución de la interconexión Centro – Sur Dic. 2013
42
L.T. 500 kV CHILCA -
MARCONA - MONTALVO (DIC
- 2013) 850 MVA
Un circuito en 500 kV Centro - Sur
Antapacay
CENTRO
SUR
370 MW
250 MW
Generación a Gas
≈1900 MW
CARAPONGO
Evolución de la interconexión Centro – Sur Año 2016
43
L.T. 500 kV CHILCA -
MARCONA - MONTALVO (DIC
- 2013) 850 MVA
Un circuito en 500 kV Centro - Sur
Cerro Verde SUR
500 MW
700 MW
CENTRO Generación Nueva Hidro
≈1000 MW
Generación a Gas
≈1900 MW
congestión
congestión
Nuevos Grandes Proyectos de Demanda en el Sur: ≈1000 MW
CARAPONGO
Evolución de la interconexión Centro – Sur Año 2017
44 Nuevos Grandes Proyectos de Demanda en el Sur: ≈1150 MW
L.T. 500 kV CHILCA -
MARCONA - MONTALVO (DIC
- 2013) 850 MVA
Generación Nueva Hidro
≈1000 MW
Generación a Gas
≈1900 MW
470 MW
550 MW
340 MW
Dos circuito en 500 kV Centro - Sur
45
CARAPONGO
Polo Energético del Sur ≈ 1800 MW
Generación Nueva Hidro
≈1000 MW
Generación a Gas
≈1900 MW
150 MW
380 MW
140 MW
Requerimiento de Transmisión a 500 kV desde Zona Sierra-Centro a Lima para evacuación de Generación
Hidro Excedente por inclusión del Polo Energético
Evolución de la interconexión Centro – Sur + Polo Energético del Sur
Reducción de Flujo Centro - Sur
Criterio de Confiabilidad - Análisis “N-1” de la Norma
46
Proyecto u Opción es viable
si:
𝐷𝑒𝑚 + 𝐺𝑒𝑛
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑈𝑆$≥ 3 𝑊/𝑈𝑆$
Generación Demanda
Proyecto u Opción Costo US$
SEIN
47
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
Interconexión Eléctrica a 500 kV Perú - Ecuador
48
Estudio en desarrollo – Grupo de Trabajo Binacional.
Interconexión Eléctrica a 500 kV Perú - Ecuador
49
S.E. FRONTERA
PERÚ
500 kV
S.E. FRONTERA ECUADOR
S.E. LA NIÑA
S.E. EL MILAGRO
1era. Etapa
2da. Etapa SEIN SNT
Nuevas CC.HH.: Codo Sinclair 1500 MW
Paute-Sopladora 487 MW Minas San Francisco 276 MW
Toachi Pilatón 253 MW Otras 230 MW
Futuras CC.HH. en el Norte: Veracruz / Cumba 730 MW Chadín / Norte 600 MW Balsas 900 MW Rentema 1500 MW
Interconexión Eléctrica a 500 kV Perú - Brasil
50
INAMBARI
MAINIQUE
COLECTORA
SUR
COLECTORA CENTRO
TAMBO 40
TAMBO 60
PAQUITZAPANGO
MARCONA
BRASIL
PERÚ
RIO MADEIRA
LIMA
•Acuerdo Binacional
Perú-Brasil suscrito en
el 2010, para el
suministro de
electricidad al Perú y
exportación de
excedentes a Brasil
•Proyectos
hidroeléctricos por
6700 MW.
•Sistema de conexión
en 500 kV al SEIN
definido en el Primer
Plan de Transmisión
Conclusiones
51
La Planificación de Transmisión del SEIN ha logrado brindar los siguientes
principales beneficios:
• Implementar la expansión de la transmisión del SEIN de manera oportuna para
enlazar nueva generación y nueva carga y así aliviar congestiones.
• Definir una Visión de Largo Plazo de la Expansión del Sistema de Transmisión
Troncal del SEIN que oriente el desarrollo de la infraestructura de transmisión,
suficiente en capacidad, confiabilidad y cobertura, y que permita atender los
requerimientos de la demanda y la generación en todo el SEIN así como de las
interconexiones internacionales.
• Mejora de la confiabilidad.
• Disminución de costos operativos.
• Mejora de la calidad del servicio
• Contar, en el mediano y largo plazo, con una estructura de transmisión robusta
y confiable que permita las interconexiones internacionales a Extra Alta
Tensión con los países vecinos.
¡MUCHAS GRACIAS!
52
Estudios del Plan de Transmisión:
www.coes.org.pe
Ruta: Información Operativa y Comercial / Estudios / Estudios
del Plan de Transmisión
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