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Análisis de Riesgo de la Interconexión Centro-Sur

Informe Final

Preparado para

OSINERGMIN

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Análisis de Riesgo de la Interconexión Centro-Sur

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Contenido 1. Resumen Ejecutivo...........................................................................................5

2. Introducción.......................................................................................................9

3. Hitos del Proyecto.............................................................................................9

4. Objetivos del Estudio .....................................................................................11

5. Metodología de Planificación ........................................................................12

6. Diagnóstico de la Situación ...........................................................................15

7. Definición de Opciones a Evaluar.................................................................31

8. Análisis de Escenarios a Largo Plazo ..........................................................42

9. Análisis de Riesgos ........................................................................................62

10. Estrategias para Mitigar los Riesgos Identificados.....................................86

11. Resultados.....................................................................................................118

ANEXO A – Agenda Propuesta para Reuniones con Osinergmin

ANEXO B – Presentaciones Realizadas en Reuniones con Osinergmin

ANEXO C – Tecnologías Probadas para Transmisión en HVDC

ANEXO D – Capacidad de Transferencia Térmica por el Enlace Centro-Sur

ANEXO E – Reporte COES y Datos de Capacidad

ANEXO F – Estabilidad Dinámica

ANEXO G - Material de Apoyo para Estimado de Costos Opción Línea AC

ANEXO H - Material de Apoyo para Estimado de Costos Opción HVDC

ANEXO I - Material de Apoyo para Estimado de Costos Opciones E, F y G

ANEXO J – Simulaciones Dinámicas

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ANEXO K – Metodología de Análisis de RiesgoANEXO L – VPN. TIR y Periodo de Repago

ANEXO M – Sustento para el Cálculo del Arrepentimiento

ANEXO N – Análisis Adicional - Aumento del Límite por Estabilidad de Tensión

ANEXO O – Resultados para los Criterios HDN y MFI

ANEXO P – Límites Térmicos Transitorios Mantaro-Socabaya

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1. Resumen Ejecutivo

Quantum Andes SAC (“Quantum”) ha sido contratada para desarrollar el Estudio de Análisis

de Riesgo de la Interconexión Centro-Sur para el Organismo Supervisor de la Inversión en

Energía y Minería (“Osinergmin”). Tal como se enuncia en los Términos de Referencia del

Estudio “Análisis de Riesgo de la Interconexión Centro-Sur” (en adelante el “Estudio” o el

“Proyecto”), el principal objetivo del Estudio es efectuar un análisis de riesgo que sustente la

decisión que adopte el Osinergmin en la recomendación respecto de la mejor opción de aliviar

la congestión del enlace de interconexión Centro-Sur. El Estudio se inició el 18 de junio de

2007 y el 23 de julio de 2007 se entregó la emisión original del Informe Parcial, del cual se

hicieron dos revisiones posteriores.

En el presente Estudio se ha implementado el método de análisis de riesgos basado en

decisión bajo incertidumbres conocido como TO/R (de sus siglas en inglés, Trade Off/Risk. En

Español: Compromiso/Riesgo). En resumen, el proceso comienza con la formulación de un

conjunto de escenarios “factibles” (es decir escenarios que tienen probabilidad de

materializarse en el futuro). Luego la metodología desarrolla planes de transmisión de mínimo

costo (para el año horizonte) para todos aquellos escenarios que tengan requerimientos de

transmisión disímiles.

Los planes de transmisión para el año horizonte (asumido como el año 2017 en nuestro

Estudio) se determinan por medio de un proceso que se inicia con la selección de las opciones

fundamentales (corredores de transmisión, tecnología, niveles de tensión, tamaño de las

instalaciones, etc.) Luego, se aplica la metodología de análisis de decisión bajo incertidumbre

para determinar planes de transmisión deseables. Estos se definen como aquellos que

satisfacen los criterios de planificación adoptados y que a la vez representan el “mejor”

compromiso una vez considerados todos los atributos que caracterizan los diversos planes.

Los valores de dichos atributos son claramente una función de las incertidumbres a las que

están sometidos los planes y las posibles materializaciones de dichas incertidumbres.

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La metodología propuesta procede luego a “desarrollar los planes en el tiempo” (del Inglés

“stage back”) del año horizonte hacia atrás (mediano y corto plazo, 2014 y 2011,

respectivamente), para identificar la prioridad y el momento oportuno en el tiempo del

desarrollo de cada proyecto. Por supuesto que para cada año intermedio, el sistema debe

satisfacer los criterios de planificación adoptados. Finalmente, la metodología procede a

clasificar los proyectos de transmisión de cada plan para propósitos de implementación, lo cual

permite identificar planes robustos, cuando éstos existen (un plan es robusto si es el de

mínimo costo para todas las posibles materializaciones de las incertidumbres modeladas en el

estudio, incluyendo la relacionada a la ubicación y tamaño de la generación futura). De lo

contrario, en esta última fase se puede proceder a diseñar mecanismos de protección o

cobertura de riesgo (del inglés “hedging”) para tratar de mitigar los riesgos asociados con el

plan finalmente adoptado.

En vista de que el Estudio tuvo por objetivo primordial el recomendar la mejor opción para

aliviar la congestión del enlace de interconexión Centro-Sur existente, una de las primeras

tareas del mismo consistió lógicamente en tratar de reducir la incertidumbre asociada al límite

actual de transferencia de dicha interconexión. En este sentido, Quantum fue informado que

los conductores del enlace son 2 x 715.5 kcmil STARLING por fase (722 A x 2 @ 70º C

temperatura de explotación), lo que resulta en una capacidad térmica de 505 MVA por terna

(de acuerdo con estudios posteriores realizados por Quantum. Esto de detalla en el cuerpo del

informe). La siguiente tabla (Tabla 1) muestra una comparación de los límites de la línea tales

como han sido determinados por diferentes estudios disponibles.

Tabla 1. Resumen del Análisis de Límites por el Enlace Estudio

Efectuado por

Límite tipo Limitante Límite Comentario

Fabricante Térmico Capacitores 360 MVA @ 30 min

Quantum Térmico Conductores 337 MVA

2 x Starling @ 50ºC



COES Dinámico Estabilidad Angular 280 MW Carga Ligera

COES Estático Estabilidad de tensión 246 MW 4 Bancos de

Capacitores

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La Tabla 2 resume los planes considerados, sus costos de inversión, tiempo de ejecución y

riesgos asociados.

Tabla 2. Resumen de Carácterísticas de los Planes Considerados

Plan Costos de Inversión Estimados

Tiempo Estimado de Ejecución Riesgos Asociados

Incrementar la

Compensación Serie1 $5,850,000 3-9 Meses

Poco riesgo los primeros años, pero aumenta progresivamente en caso que la demanda tienda a la alta y la generación no se desarrolle en el sureste.

3ra Nueva Línea AC

220 kV + Incrementar

la Compensación

Serie

$186,850,000 20 Meses

Mucho riesgo si no se materializa el escenario de demanda alta, o si se desarrolla el parque generador del sureste. Relativo poco riesgo si se materializan la demanda alta o el parque generador se desarrolla en otras regiones que no sea el sureste.

Nueva Línea DC +

Incrementar la

Compensación Serie

$188,930,000 24-30 Meses

Mucho riesgo si no se materializa el escenario de demanda alta, o si se desarrolla el parque generador del sureste. Es el plan con el menor riesgo si se materializan la demanda alta o el parque generador se desarrolla en otras

1 En esta tabla todas las instancias del término “Incrementar la Compensación Serie” significan

aumentar la capacidad térmica de los bancos de compensación serie en la subestación Cotaruse hasta al menos 505 MVA.

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Plan Costos de Inversión Estimados

Tiempo Estimado de Ejecución Riesgos Asociados

regiones que no sea el sureste.

Compensación Serie

Adicional con Control

TCSC

$19,500,000 24-30 Meses

Poco riesgo los primeros años, pero aumenta progresivamente en caso que la demanda tienda a la alta y la generación no se desarrolle en el sureste.

Nuevas Líneas AC

500 KV + Phase

Shifter

$315,400,000 30-36 Meses

Mucho riesgo si no se materializa el escenario de demanda alta, o si se desarrolla el parque generador del sureste. Si se materializan el riesgo es moderado pero mayor que otros planes como la línea DC o la 3ra línea en AC @ 220 kV.

En resumen, y considerando que la capacidad térmica de cada banco de capacitores serie en

la subestación Cotaruse debe aumentarse al menos a 505 MVA, se recomienda que se instale

la capacidad inmediata superior disponible en el mercado. Esto permitirá durante los primeros

años siguientes operar con una mayor capacidad de transferencia en el enlace mientras se

monitorea el nivel de crecimiento de demanda en las distintas regiones del país así como el

desarrollo del parque generador en términos de tecnología y ubicación. Si el crecimiento de la

demanda tiende a ser alto y el desarrollo de la generación no es en el sur del país, entonces

se recomienda comenzar los preparativos para la instalación de la nueva línea en DC, como

se concluye de los resultados mostrados en este documento.

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2. Introducción

Quantum Andes SAC (“Quantum”) fue contratada por el Organismo Supervisor de la Inversión

en Energía y Minería (“Osinergmin”).para desarrollar el Estudio de Análisis de Riesgo de la

Interconexión Centro-Sur. El Estudio se realizó entre Junio y Diciembre del año 2007.

Tal como se enuncia en los Términos de Referencia del Estudio “Análisis de Riesgo de la

Interconexión Centro-Sur” (en adelante el “Estudio” o el “Proyecto”), el principal objetivo del

Estudio es efectuar un análisis de riesgo que sustente la decisión que adopte el Osinergmin en

la recomendación respecto de la mejor opción de aliviar la congestión del enlace de

interconexión Centro-Sur. Dicho análisis consideró la magnitud de las inversiones, la

repercusión en los precios y las incertidumbres en el mediano y largo plazo acerca del

desarrollo del mercado eléctrico y de la oferta en generación. Como segundo objetivo

complementario, se propusieron estrategias para mitigar el riesgo de las alternativas

evaluadas.

El presente se corresponde con el Informe Final, el cual comprende una descripción del

diagnóstico de la situación y la definición de opciones a evaluar. Adicionalmente, incluye un

análisis de escenarios a largo plazo y de riesgos, así como la estrategia para mitigar los

riesgos identificados y los resultados.

3. Hitos del Proyecto

El Estudio fue iniciado el 18 de junio de 2007. El 23 de julio de 2007 se entregó la emisión

original del informe parcial, del cual se hicieron dos revisiones posteriores.

La Reunión de Inicio del Proyecto se efectuó entre el 18 y 20 de junio de 2007. En la misma

participaron:

Por Osinergmin: los Ings. Daniel Cámac, Raúl Bastidas, Severo Buenalaya,

Wilfredo Sifuentes, y Angel Robles.

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Por el Equipo Consultor: Adelina Quispe Rivera, el Dr. Ramón Nadira, el Ing. Arthur

Pinheiro, y el Dr. eYuriy Kazachkov.

Durante la realización de la reunión se confirmó la conveniencia de definir la necesidad de

capacidad de transferencia entre el Centro y el Sur del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional) para un horizonte de largo plazo (10 años).

De igual forma, se identificaron preliminarmente las opciones a considerar: desarrollo del

mercado eléctrico, desarrollo de la generación, hidrología y precio del combustible. Así mismo,

las opciones preliminares a evaluar son las incluidas en los términos de referencia, las

ofertadas por el equipo Consultor, y la opción de instalar un HVDC en Cotaruse y una línea a

500 kV entre Chilca y la región Sur (Socabaya o Moquegua). Los atributos preliminares a

considerar incluyen: costos de inversión, costos de operación y mantenimiento (O&M),

confiabilidad2, pérdidas, ahorro en el pago a consumidores a costos marginales y otros

asociados con energía incremental.

Se sostuvieron reuniones con REP, Ministerio de Energía y Minas y el COES (ver Anexo A1

con la agenda de las reuniones).

La Reunión de Presentación del Informe Parcial se efectuó entre el 27 y 29 de agosto de 2007.

En la misma participaron:

Por Osinergmin: los Ings. Daniel Cámac, Raúl Bastidas, Severo Buenalaya,

Wilfredo Sifuentes, y Angel Robles.

Por el Equipo Consultor: la Ing. Adelina Quispe Rivera, el Dr. Ramón Nadira, el Dr.

Nelson Bacalao (reemplazando al Ing. Arthur Pinheiro, quien se excusó por

razones de fuerza mayor), y el Dr. Yuriy Kazachkov.

Durante la realización de las reuniones se presentó el Informe Parcial, se efectuaron reuniones

con los agentes del sector, se discutieron los avances del estudio, y se realizó un seminario

sobre tecnologías HVDC.

2 Los atributos de confiabilidad que se reportarán mas adelante en este Estudio incluyen el costo de la

energía no servida, el HDN (Horas de Despacho No económico) y el MFI (MWh de Flujo Interrumpidos).

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De igual forma, se identificaron con mayor precisión las opciones a considerar: desarrollo del

mercado eléctrico, desarrollo de la generación, hidrología y precio del combustible. Así mismo,

se acordaron las opciones a evaluar siendo aquellas las incluidas en los términos de

referencia, las ofertadas por el equipo Consultor, y la opción de instalar un HVDC en Cotaruse

y una línea a 500 kV entre Chilca y la región Sur (Socabaya o Moquegua). Los atributos

preliminares a considerar incluyen: costos de inversión, costos de operación y mantenimiento

(O&M), confiabilidad, pérdidas, ahorro en el pago a consumidores a costos marginales y otros

asociados con energía incremental.

Se sostuvieron reuniones con REP, Ministerio de Energía y Minas, COES y Proinversión (ver

Anexo A2 con la agenda de las reuniones). Finalmente, el Anexo B contiene las

presentaciones hechas por Quantum tanto durante las reuniones iniciales como durante las

reuniones asociadas con el Informe Parcial.

4. Objetivos del Estudio

De acuerdo a nuestra interpretación, el presente trabajo tuvo dos objetivos principales:

• Efectuar un análisis de riesgo que sustente la decisión que adopte el Osinergmin en la

recomendación respecto de la mejor opción de aliviar la congestión del enlace de

interconexión Centro-Sur. Dicho análisis debe considerar la magnitud de las

inversiones, la repercusión en los precios y las incertidumbres en el mediano y largo

plazo acerca del desarrollo del mercado eléctrico y de la oferta en generación, y

• Proponer las estrategias que se deben efectuar para mitigar el riesgo de las alternativas

evaluadas.

Asimismo, se consideraron otros objetivos de interés, los cuales a pesar de ser

complementarios no dejaron de ser importantes. Éstos incluyeron los siguientes:

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• Diagnóstico de la situación, con énfasis en la actualización de la base de datos, en el

análisis de los fenómenos que limitan la transferencia3 de potencia entre el Centro y el

Sur, y en la evaluación del marco regulatorio vigente.

• Definición de opciones a evaluar, basados en aquellas incluidas en los términos de

referencia, así como también las ofertadas por el equipo Consultor, y la opción

acordada en la reunión de inicio, la cual consiste en instalar un HVDC en Cotaruse y

una línea a 500 kV entre Chilca y la región Sur (Socabaya o Moquegua).

Análisis de escenarios de largo plazo, definiendo aquellos escenarios basados en los futuros

(conjunto de incertidumbres) y planes (conjunto de opciones) elegidos, y midiéndolos en

función de los atributos seleccionados.

5. Metodología de Planificación

Los sistemas de transmisión de energía eléctrica se han planificado tradicionalmente bajo dos

premisas fundamentales:

La ubicación y el tamaño de las centrales de generación futuras se conocen con

relativa certeza.

La planificación de la transmisión está tradicionalmente subordinada a la de la

generación, y en muchos casos, completamente separada de esta última.

Los planes de transmisión generalmente se justifican desde un punto de vista técnico y no

económico: La filosofía de expansión es típicamente como sigue: “Definir normas de calidad

de servicio y expandir el sistema de transmisión para satisfacer estas normas al mínimo costo.”

Por lo tanto, los beneficios asociados con los sistemas de transmisión son raramente

cuantificados.

Sin embargo, los cambios profundos que la industria eléctrica está experimentando en el

mundo entero han dado lugar a que estas premisas tradicionales dejen de tener validez. Por

ejemplo, el introducir competencia en la generación origina grandes incertidumbres con 3 En este Estudio la barra a la que se referencia el límite de transferencia es Mantaro.

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respecto a la ubicación y al tamaño de las centrales de generación futuras. Por otro lado, es

evidente que los entes responsables de la transmisión deben justificar sus planes de

expansión desde un punto de vista tanto técnico como económico.

Una diferencia importante entre los procesos de planificación tradicionales y los que deben ser

empleados hoy en día tiene que ver con la incertidumbre de la información disponible al

planificador. Por ejemplo, tradicionalmente se asumía que el desarrollo del parque de

generación era conocido con certeza – de hecho, la generación se planificaba de forma

centralizada. Después se planificaba la red de transmisión. Hoy tenemos que diseñar una red

sin saber los puntos de inyección. Además, con redes más extensas, tampoco se tiene certeza

de como éstas serán realmente utilizadas. Los métodos de hace 20 años ya no son suficientes

para planificar los sistemas de transmisión modernos.

Afortunadamente, existen metodologías muy robustas (algunas de éstas desarrolladas por el

mismo Equipo Consultor) que pueden manejar las realidades modernas del problema de

planificación de la transmisión. El método aplicado en este estudio se basa en modelos muy

eficaces de toma de decisiones, tal como se muestra en la ¡Error! No se encuentra el origen

de la referencia.. Análisis de Decisión Bajo Incertidumbres.

Análisis de Decisión

Escenarios

Opciones

Atributos

Incertidumbres

Análisis de Decisión

Escenarios

Opciones

Atributos

Incertidumbres

Las opciones o los planes son las decisiones que se pueden tomar (se encuentran dentro de

nuestro control). Las incertidumbres son parámetros desconocidos o fuera de nuestro control.

Un escenario consiste de un plan (el cual incluye un grupo de opciones) y una materialización

específica de cada incertidumbre. Los atributos miden cuán adecuado cada plan es, en vista

de las incertidumbres, desde el punto de vista de los interesados. El problema analítico es el

de determinar un plan que encuentre el equilibrio que debe existir entre el desempeño y la

calidad en la operación de la red, sobre la base de criterios que tengan en cuenta la

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incertidumbre, la robustez de la solución y la mitigación del riesgo en las decisiones relativas a

la expansión de las redes.

En consecuencia, en el presente Estudio se ha implementado el método de análisis de riesgo

basado en decisión bajo incertidumbres conocido como TO/R (de sus siglas en inglés, Trade

Off/Risk. En Español: Compromiso/Riesgo). En resumen, el proceso comienza con la

formulación de un conjunto de escenarios “factibles” (es decir escenarios que tienen

probabilidad de materializarse en el futuro). Luego la metodología desarrolla planes de

transmisión de mínimo costo (para el año horizonte) para todos aquellos escenarios que

tengan requerimientos de transmisión disímiles.


Estudio) se determinan por medio de un proceso que consiste en la selección de las opciones

fundamentales (corredores de transmisión, tecnología, niveles de tensión, tamaño de las

instalaciones, etc.) Luego, se aplica la metodología de análisis de decisión bajo incertidumbre

para determinar planes de transmisión deseables. Finalmente se afinan los planes

recomendados con el objetivo de satisfacer los mínimos criterios de planificación adoptados.


“stage”) del año horizonte hacia atrás (mediano y corto plazo, 2014 y 2011, respectivamente),

para identificar la prioridad y el momento oportuno en el tiempo del desarrollo de cada

proyecto. Por supuesto que para cada año intermedio, el sistema debe satisfacer los mismos

criterios de planificación que el sistema programado para el año horizonte. Finalmente, la

metodología procede a clasificar los proyectos de transmisión de cada plan para propósitos de

implementación, lo cual permite identificar planes robustos, cuando éstos existen (un plan es

robusto si es el de mínimo costo para todas las posibles materializaciones de las

incertidumbres modeladas en el estudio, incluyendo la relacionada a la ubicación y tamaño de

la generación futura). De lo contrario, en esta última fase se puede proceder a diseñar

mecanismos de protección o cobertura de riesgo (del inglés “hedging”) para tratar de mitigar

los riesgos asociados con el plan finalmente adoptado.

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6. Diagnóstico de la Situación

Las zonas centro y sur del Perú están actualmente interconectadas por la línea de transmisión

Mantaro-Cotaruse-Socabaya, de 610 km de longitud y de dos ternas (ver Figura 1). La

capacidad nominal de los conductores (2 x 715.5 kcmil STARLING) es de 550 MW por terna a

una temperatura de explotación de 70ºC, aunque existen otras limitantes que parecen reducir

esta capacidad como se analiza en esta sección. Además, en dicho enlace se ha instalado

bancos de condensadores en serie de 150 MW en cada circuito.

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Figura 1. Mapa del Enlace Centro-Sur.

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De acuerdo con estudios previos disponibles (Ref: Estudio de COES para el caso con 4

bancos de capacitores) la capacidad efectiva de cada circuito de la citada línea se ha

reportado en solamente 123 MW (es decir, 246 MW por el enlace) debido a problemas de

estabilidad dinámica y pese a la compensación reactiva descrita. Actualmente, el flujo de la

energía es desde la zona Centro hacia el Sur.

La interconexión experimenta altos índices de congestión debido al crecimiento de la demanda

en la zona Sur (por el desarrollo del sector minero y la falta de proyectos de generación de

corta maduración en dicha zona). Así mismo se produce un apreciable impacto en los precios

del Sur. Si no se adoptan las medidas adecuadas, esta situación se mantendría y se agravaría

en el mediano plazo.

En estudios previos realizados4 se han analizado diversas alternativas para superar el

problema que existe y el que se prevé subsistirá en el tiempo. Estas soluciones son de diverso

tipo y abarcan desde el refuerzo de la actual interconexión hasta la construcción de nuevos

enlaces por rutas diferentes a la actual.

Cualquiera de las soluciones planteadas exige inversiones cuya magnitud tiene una

repercusión importante en los precios de la electricidad. Además, dichas soluciones

comprometen recursos en el largo plazo por toda su vida útil.

Es indudable que la alternativa que solucione el problema de la interconexión Centro-Sur

tendrá grandes beneficios inmediatos para el sistema; sin embargo, las incertidumbres en el

mediano y largo plazo hacen que dicho beneficio sea también incierto en tal horizonte, pero las

decisiones se deberán tomar en el corto plazo.

La base de datos del SEIN, suministrada originalmente en formato DigSilent, está disponible

en formatos PSS™E, CIM/XML y/o PERSEO.

4 Son tres: “Modelos para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión”, “Identificación de Opciones de Refuerzo de la Interconexión Eléctrica entre las Zonas Centro y Sur”, y “Estudio REP de Planificación de su Sistema de Transmisión Correspondiente al Año 2006”.

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Durante el estudio previo de planificación del sistema de transmisión peruano realizado por el

consorcio Siemens PTI - Quantum (el Grupo Consultor), se asumió como cierta la información

de que el límite de transferencia de potencia por la línea de transmisión de doble terna en 220

kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya estaba definida tanto por el límite térmico de los bancos de

compensadores serie en Cotaruse (150 MW) como por razones de estabilidad.

Basado en esto, el grupo consultor recomendó algunas alternativas que intentaban solucionar

ambas limitantes simultáneamente.

a) instalación de una estación convertidora HVDC back-to-back en Cotaruse con capacidad

de transporte de 600 MW en régimen normal y 300 MW en la salida de una de los dos

ternas AC (diseño).

b) instalación de una conexión HVDC monopolar o bipolar entre Mantaro, u otra subestación

de 220 kV en la región Centro, y Socabaya, con capacidad final no inferior a 900 MW, o

sea, 600 MW en régimen normal y 900 MW para la salida de una terna AC de la línea AC

doble terna Mantaro-Cotaruse-Socabaya. Esto se basa en las reducidas tasas de falla de

las instalaciones DC alrededor del mundo.

c) utilización de compensación serie variable como TSSC o TCSC en un porcentaje tal que

pudiera eliminar los problemas de estabilidad apuntados por el COES y REP. En este

caso, también la capacidad de transporte continuaría siendo 600 MW en régimen normal

y 300 MW con la salida de una de las dos ternas de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya.

Estas alternativas intentaban dar muestra de que un nuevo circuito 220 kV AC, doble terna, de

Mantaro a Socabaya sería menos competitivo y menos confiable que las alternativas de

conexión DC. Además, las alternativas DC garantizarían resolver los problemas de estabilidad

(el Anexo C incluye información básica sobre sistemas HVDC ofrecidos por Siemens).

Adicionalmente, no había prueba concreta de que un nuevo circuito AC solucionaría los

problemas dinámicos, dados en aquella ocasión como existentes. Considerando la importancia

del criterio N-2 para esa línea, la capacidad de transferencia seria de 600 MW en régimen

normal y 300 MW en régimen N-1.

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Dos suposiciones deberían cumplirse para cualquiera de las alternativas sugeridas arriba,

como sigue:

a) aumento de la capacidad térmica de los bancos de compensadores serie en Cotaruse

consistentemente con la capacidad térmica de las ternas respectivas

b) estudiar en detalle el modelo electromagnético de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya

para definir las mejoras necesarias logrando disminuir la tasa anual de falla simultanea de

las dos ternas. También debería disminuirse las resistencias de pie de torre para evitarse

el “back flashover”, aumento de las cadenas de aisladores de la línea, refuerzo de los

cabos de guarda en algunos vanos, alteraciones en la geometría de las cabezas de las

torres en los vanos más críticos, re-tensionamiento de los conductores, etc. son algunas

de las mejorías que deben ser probadas y aplicadas.

Desde el punto de vista dinámico, las oscilaciones inter-área observadas entre Sureste y

Suroeste deberían ser solucionadas tanto instalándose señales adicionales estabilizadoras en

las nuevas plantas cuanto ajustándose los PSS’s existentes.

Es importante observar que no fueron detectados problemas dinámicos en los años futuros

después de la entrada en servicio de las líneas 220 kV Machupicchu – Bambas - Cotaruse y

Machupicchu – Tintaya - Puno. Sin embargo esas dos nuevas ternas son extremamente

dependientes tanto de la expansión de la generación en la región de Machupicchu como en la

entrada de la carga esperada de Bambas. Por lo tanto el foco del grupo consultor fue el de

asegurar flexibilidad para las alternativas para facilitar una adecuada toma de decisión futura.

En la primera misión del Equipo Consultor en Lima para este Estudio de análisis de riesgo,

nuevas informaciones sobre el enlace Mantaro - Socabaya fueron suministradas por

Osinergmin y REP. Algunas de las informaciones más importantes relacionadas con el límite

térmico (obtenidas de los documentos oficiales de diseño producidos por Hydro-Québec),

están listadas a continuación:

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a) Conductores: 2 x 715.5 kcmil STARLING (722 A x 2 @ 70º C temperatura de explotación)

por fase, lo que resulta en una capacidad térmica de 550 MW por terna (estudios

posteriores realizados por nosotros determinaron la capacidad efectiva en 505 MVA, ver

Anexo D). Esto altera substancialmente la información anterior de que cada terna del

enlace tenía 300 MW de capacidad. Igualmente 75ºC operación normal y 90ºC operación

emergencia son temperaturas utilizadas comúnmente por la industria eléctrica que

resultarían en capacidades aún mayores (647 y 693 MVA respectivamente).

b) Los bancos de compensadores serie pueden soportar 630 A (240 MW) continuamente;

1515 A (577 MW) por 10 segundos; y 945 A (360 MW) por 30 minutos. Esto altera

substancialmente la información anterior de que cada banco pudiera soportar solamente

150 MW continuamente. Los valores de diseño apuntan para una capacidad continua de

240 MW.

Solamente basado en esas informaciones puede verificarse que la línea puede transportar 120

MW por terna en base al criterio N-1. Considerándose que el Operador puede reducir el flujo

por la terna que sigue en servicio a 240 MW por 30 minutos, entonces el límite puede asumirse

como 180 MW por terna. Todavía, los compensadores serie siguen siendo el factor limitante.

Con la capacidad correcta de los bancos serie (647 MW), cada terna pudiera transportar 323

MW para aguantar la pérdida de la otra sin sobrecargarse.

Además de esas nuevas informaciones suministradas por Osinergmin, REP presentó al

Equipo Consultor un estudio que definió la máxima transferencia de potencia por el enlace

Mantaro-Socabaya (flujo Centro → Sur) en 229 MW medido en Socabaya, Siendo de 215 kV -

0.977 p.u. la tensión en dicha barra. La estabilidad de tensión en el Área Sur es entonces el

factor limitante, lo que representa una nueva información para el Equipo Consultor. Dado que

el límite se encuentra en la estabilidad de tensión del Área Sur, REP considera que ésta podría

superarse con un SVC en Socabaya.

La capacidad térmica de diseño considerada por REP en el estudio del enlace Mantaro-

Socabaya fue de 150 MW/terna por 30 minutos. Sin embargo, esa debería ser de 180

MW/terna.

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Para una condición de cuatro bancos de compensadores serie en Cotaruse y considerando un

factor de seguridad de 30% por debajo del punto de colapso de tensión, la máxima demanda

suministrable en la Área Sur con la planta Ilo2 en servicio es 812 MW, con 260 MW en el

enlace. Si la planta Ilo2 está fuera de servicio, este límite baja a 686 MW pero el flujo por el

enlace no cambia.

En un escenario N-0, y considerándose un SVC de +140/-60 MVAR en Socabaya, la máxima

demanda suministrable en el Área Sur con la planta Ilo2 en servicio es 871 MW, con 319 MW

en el enlace. Si la planta Ilo2 está fuera de servicio, este límite baja a 757 MW pero el flujo por

el enlace es 331 MW. De acuerdo a los valores utilizados en el estudio, las dos últimas

condiciones operativas violan el criterio de 150 MW/terna del enlace.

En un escenario N-1 con un SVC de +140/-60 MVAR y sin Ilo2, no se encuentran problemas

por estabilidad de tensión, pero en este caso, la capacidad del enlace queda determinada por

la capacidad de una terna, esto es, 360 MW por 30 minutos y 240 MW en forma continua.

REP utilizó los valores 300 MW y 250 MW, respectivamente.

Cuando Ilo2 se encuentre fuera de servicio no podrá atenderse la demanda total del Área Sur,

a menos que se reduzca el margen de seguridad de 30% del flujo por la interconexión, en el

punto de colapso de tensión.

El estudio concluye que un SVC de +140/-60 MVAR en la barra de 138 kV de Socabaya

incrementaría la capacidad de transporte del enlace Mantaro-Socabaya al mejorar la

estabilidad de tensión del Área Sur. Sin embargo, la central Ilo2 tiene una participación

significativa en el control de tensión del Área Sur. Salidas de servicio por mantenimiento de

esa central deben ser programadas con el máximo cuidado. El déficit resultante puede ser

cubierto por las plantas de Calana y Mollendo.

La instalación de un SVC en Socabaya fue analizada en el estudio previo Siemens PTI –

Quantum para proveer compensación dinámica de tensión en esa barra. Esa opción requería

la instalación de SVCs de gran tamaño, dependiendo de las potencias a ser transferidas desde

el Centro hacia el Sur, no Siendo efectiva para transferencias de potencia en la dirección

opuesta.

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El estudio de REP dimensiona un SVC apenas por el análisis PV resultando que el mismo

debe atender sólo los problemas de estabilidad de tensión en régimen permanente. No ataca

el problema de tipo dinámico aunque en general, la instalación de un SVC se justifica por

consideraciones de ese tipo de comportamiento.

Por ejemplo, el rechazo de la carga en Cerro Verde (129 MW) fue considerada la condición

más crítica para definirse el límite de absorción de reactivos del SVC. No se incluyen los

efectos transitorios de tal rechazo a la central Ilo2, la más próxima a Socabaya. Pero si la

central fue considerada fuera de servicio, entonces la tasa de indisponibilidad forzada de dicha

central debió ser considerada en el análisis.

La capacidad inductiva del SVC (-60 MVAR) fue escogida para no violar el nivel de tensión de

105% del valor nominal en Socabaya. Si se permite superar este límite, se puede disminuir la

capacidad inductiva del SVC ya que los equipos de extra-alta y alta voltaje en general soportan

hasta 110% continuos.

Si el único problema dinámicos a ser resuelto es la estabilidad de tensión, se podrían

considerar soluciones más económicas tales como los compensadores shunt conmutados con

tiristores (TSC). Además el SVC podría dimensionarse de menor tamaño si:

la capacidad térmica del enlace considerada es de 180MW/terna

los reactores shunt (todos o parte) en Cotaruse pudieran ser desconectados

El estudio de REP parece haberse realizado con los cuatro reactores shunt de Cotaruse en

servicio debido a voltajes elevados en esa barra, en un total de 200 MVAr inductivos.

Como Cotaruse es simplemente una subestación de maniobra, sin carga ni transformación, el

límite máximo de tensión en régimen estacionario pudiera ser relajado en esa barra, sin

perjuicio de la seguridad de los equipos.

Es aparentemente una contradicción el tener que conectar 200 MVAr de compensación

inductiva en Cotaruse y 140 MVAr de compensación capacitiva en Socabaya.

Pág. 23

El estudio parece también indicar que el SVC es ventajoso cuando la central Ilo2 se encuentra

fuera de servicio. En ese caso, es necesario hacer un análisis de costo-beneficio tomando en

consideración de manera explícita la indisponibilidad anual de esa planta. Como consecuencia

directa de las nuevas informaciones, el presente estudio analizará aquellas alternativas que

sean efectivas para solucionar, al menor costo, los problemas del enlace Centro-Sur

relacionados con la capacidad de transferencia, la estabilidad electromecánica y la estabilidad

de tensión apuntada por REP, tomándose en cuenta los aspectos relativos a los estados

estacionario y dinámico, de corto, mediano y largo plazo.

En resumen, la siguiente tabla muestra una comparación rápida de los límites de la línea para

cada uno de los criterios, considerando diferentes estudios disponibles. En la siguiente sub-

sección se incluye nuestro análisis del límite dinámico por el enlace.

Tabla 3. Resumen del Análisis de Límite por el Enlace. Estudio

Efectuado por

Límite tipo Limitante Límite Comentario

Fabricante Térmico Capacitores 360 MVA @ 30 min





COES Dinámico Estabilidad Angular 280 MW Carga Ligera

COES Estático Estabilidad de tensión 246 MW 4 Bancos de

Capacitores

Pág. 24

De la anterior tabla es posible determinar que, al parecer, el verdadero límite actual del enlace

estaría definido por la estabilidad de tensión en 246 MW. Es importante destacar que el límite

“reconocido” por COES es el de estabilidad angular, o 280 MW.

Para la realización del estudio de riesgo se ha actualizado la información disponible sobre la

demanda actual y proyectada para el SEIN. La tabla 4 presenta la demanda por región

reportada por COES para el SEIN para los años 2005, 2006 y a Junio 2007. Igualmente en

dicha tabla presentamos la demanda estimada para finales del 2007 por área la cual será

utilizada como base para las proyecciones del estudio. Este último valor es superior al

disponible al comienzo del estudio (3,583 MW.)

Tabla 4. Resumen de la Demanda

Demanda (MW) 2005 2006 Junio 2007 2007

Norte+Centro 3,068 Sureste 195 Suroeste 535 Total 3,305 3,580 3,714 3,798

La demanda indicada en la tabla anterior corresponde a la demanda bruta del sistema, es

decir incluye las pérdidas de transmisión y distribución, como puede ser observado en la Tabla

5 la cual presenta la generación entregada al SEIN en el momento del pico.

Tabla 5. Generación en el momento del pico del sistema

Generación en el sistema en la hora pico 2005 2006

Norte+Centro 2,718 2,997 Sureste 202 201 Suroeste 385 382 Total 3,305 3,580

Con respecto de la oferta encontramos diferentes valores reportados tanto en la información

de arranque del estudio como la disponible en el Plan Referencial de Electricidad del Ministerio

Pág. 25

de Energía y Minas y en el COES. Estas diferencias no solo afectaban los valores en si mismo

sino su naturaliza. Así en la información disponible se indicaba únicamente lo que pensamos

era la capacidad instalada, mientras que en el informe del Ministerio y el COES se indicaba

también la Capacidad Efectiva (ver Anexo E). Entendemos que esta última toma en cuenta la

capacidad demostrada de las unidades y aunque en algunos casos puede ser mayor que la

instalada en general es menor.

La Tabla 6 presenta la Capacidad instalada reportada por COES para finales el 2006 y nuestra

estimación para el 2007 tomando en cuenta las adiciones esperadas para este año.

Igualmente se presenta en dicha tabla los valores entregados al inicio del estudio para el 2005,

los cuales difieren sustancialmente de los presentados por COES. Finalmente se observa que

la reserva con respecto de la capacidad instalada está en el orden de un 44%.

La Tabla 5 presenta la capacidad efectiva reportada por COES y nuestra proyección para el

2007 suponiendo que la nueva generación instalada demuestra una capacidad igual a la

esperada. Como se observa en esta tabla la reserva del sistema es de 34% la cual esta en

línea con el margen de reserva vigente para el período 2006 al 2010 de 32% (ver Plan

Referencial de Electricidad).

Tabla 6. Capacidad Instalada de Generación

Oferta Capacidad Instalada MW 2005 2006 2007 Norte+Centro 4,437 3,908 4,248 Sureste 281 240 240 Suroeste 1,015 967 967 Total 5,733 5,114 5,454 Reserva (Cap. Instalada) 73% 43% 44%

Tabla 7. Capacidad Efectiva de Generación

Oferta Capacidad Efectiva MW 2005 2006 2007 Norte+Centro 3,662 4,002 Sureste 224 224 Suroeste 919 919 Total 4,804 5,144 Reserva (Cap efectiva) 34% 35%

Pág. 26

ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO (PARA LA

DETERMINACION DEL LIMITE DINAMICO DE TRANSFERENCIA)

A continuación se presentan resultados de los estudios de evaluación de la capacidad de

transmisión entre las regiones NORTE-CENTRO (NC) y SUR (Suroeste y Sureste) para los

escenarios de generación-carga correspondientes al año 2017.

Las simulaciones realizadas para la transferencia de potencia NC-SUR contemplan la

evaluación de:

- Límites de transmisión por estabilidad de tensión, para esta evaluación se utilizó la

herramienta de análisis PV existente en el paquete de modelación de sistemas de potencia

PSS™E (“PSS E”).

- Límites de transmisión por estabilidad transitoria, en este análisis se evalúa la

capacidad del sistema de soportar eventos de gran envergadura (cortocircuitos). Las

simulaciones para definir estos límites se realizaron utilizando el paquete de estabilidad

transitoria PSS E, los parámetros dinámicos fueron suministrados por Osinergmin. El Anexo F

muestra las salidas de las simulaciones de estabilidad dinámica. Un resumen se muestra en la

tabla a continuación.

Tabla 8. Límite Plan Compensación Serie Solamente5

Despacho Carga

6 Transferencia

Límite Térmico

(MW)

PV limit @

Mantaro (MW)

Límite Transitorio

(MW) Límite (MW)

Norte MAA N-S 505 573 620 505 Sur MAA N-S 505 618 615 505 Térmico MAA N-S 505 617 434 434 Norte MBB N-S 505 633 520 505 Sur MBB S-N 505 -399 -370 370 Térmico MBB N-S 505 582 513 505

5 Los planes serán formalmente enunciados en la sección 8. 6 Dos niveles de carga fueron modelados para cada uno de los escenarios de generación, ellos corresponden a las proyecciones MAA (Media Alta Alta) y MBB (Media Baja Baja). Nota Importante: Proyección MAA significa, por ejemplo, que la demanda en el norte-centro es la media, en el sureste es alta y en el suroeste es alta. Es decir, cada palabra refleja si el escenario de demanda considerado es alto, medio o bajo para las regiones norte-centro, sureste y suroeste, en ese orden.

Pág. 27

Tabla 9. Límite Plan 3era Línea AC @ 220 kV + Compensación7

Despacho Carga Transferencia

Límite Térmico

(MW)

PV limit @

Mantaro (MW)

Límite Transitorio

(MW)

Límite Seleccionado

(MW)

Norte MAA N-S 1080 721 900 721 Sur MAA N-S 1080 757 668.4 668 Térmico MAA N-S 1080 582 510 510 Norte MBB N-S 1080 633 720 633 Sur MBB S-N 1080 -416 -366 366 Térmico MBB N-S 1080 428 603 428

Tabla 10. Límite Plan Línea HVDC + Compensación7


Límite Térmico

(MW)

PV limit @

Mantaro (MW)

Límite Transitorio

(MW)


(MW)

Norte MAA N-S 925 >925 920 920 Sur MAA N-S 925 >925 707 707 Térmico MAA N-S 925 >925 450 450 Norte MBB N-S 925 >925 742 742 Sur MBB S-N 925 >925 -490 490 Térmico MBB N-S 925 >925 550 550

Tabla 11. Límite Plan Compensación Serie con Control TCSC7


Límite Térmico

(MW)

PV limit @

Mantaro (MW)

Límite Transitorio

(MW) Límite (MW)

Norte MAA N-S 505 573 815 505 Sur MAA N-S 505 618 620 505 Térmico MAA N-S 505 617 620 505 Norte MBB N-S 505 633 640 505 Sur MBB S-N 505 -399 -370 370 Térmico MBB N-S 505 582 620 505

7 Los planes serán formalmente enunciados en la sección 8.

Pág. 28

Tabla 12. Límite Plan Nueva Línea AC @ 500 kV + Phase Shifter + Compensación8


Límite Térmico

(MW)

PV limit @

Mantaro (MW)

Límite Transitorio

(MW)


(MW)

Norte MAA N-S 1080 864 1132 864 Sur MAA N-S 1080 824 1072 824 Térmico MAA N-S 1080 789 432 432 Norte MBB N-S 1080 489 629 489 Sur MBB S-N 1080 -648 610 610 Térmico MBB N-S 1080 420 600 420

ANÁLISIS REGULATORIO La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), publicada originalmente en el Decreto Ley 25844 del

19 de Noviembre de 1992, es el instrumento legal de mayor nivel que regula al Sector Eléctrico

Peruano. Desde su publicación, la LCE ha sido objeto de numerosas modificaciones, la última

de ellas publicada en el Decreto Ley 28832 de fecha 23 de Julio del 2006, denominado “Ley

para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.”

Siemens PTI ejecutó una revisión de la Ley 28832, con el objeto de identificar aquellos

aspectos relacionados con la regulación de un nuevo proyecto de transmisión.

Algunas definiciones interesantes se hacen en la Ley 28832, como las que incluimos a

continuación:

Base Tarifaria.- Monto anual a reconocer por las instalaciones del Sistema Garantizado

de Transmisión que se utilizará para el cálculo de las tarifas y compensaciones de

transmisión.

Peaje de Transmisión.- Es la diferencia entre la compensación que remunera la parte

de la Base Tarifaria asignada a los Usuarios y el Ingreso Tarifario. Se calcula para

cada instalación.

8 Los planes serán formalmente enunciados en la sección 8.

Pág. 29

Sistema Garantizado de Transmisión.- Conjunto de activos o instalaciones de

transmisión que se construyen como resultado del Plan de Transmisión.

En el artículo 20º de la Ley, se enuncia que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado

por instalaciones:

Del Sistema Garantizado de Transmisión.

Del Sistema Complementario de Transmisión.

Del Sistema Principal de Transmisión.

Del Sistema Secundario de Transmisión.

Así mismo, se define que las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del

Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se

produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley (es decir, como cualquier

nueva interconexión que resulte del presente Estudio). Las instalaciones del Sistema Principal

de Transmisión y del Sistema Secundario de Transmisión son aquellas instalaciones

calificadas como tales al amparo de la LCE y cuya puesta en operación comercial se ha

producido antes de la promulgación de la presente Ley.

Adicionalmente, se especifica en el artículo 22º que el Sistema Garantizado de Transmisión

está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción

sean resultado de un proceso de licitación pública.

El artículo 23º establece que la determinación de los cargos del Sistema Garantizado de

Transmisión tiene como objetivos:

Garantizar la remuneración de las instalaciones del Sistema Garantizado de

Transmisión;

Lograr estabilidad y predictibilidad tanto respecto al pago que deban hacer la

generación y la demanda, como de los ingresos de los concesionarios de transmisión;

Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios del

Sistema Garantizado de Transmisión.

Pág. 30

De acuerdo con el artículo 24º Osinergmin establece la Base Tarifaria la cual incluye, entre

otros, la remuneración de las inversiones, calculadas como la anualidad para un periodo de

recuperación de hasta treinta (30) años, con la tasa de actualización definida en el artículo 79º

de la Ley de Concesiones Eléctricas.

La interconexión estaría regida por esta Ley 28832, según la cual – en su artículo 26º - se

establece que Osinergmin realizaría la asignación de compensaciones para remunerar la Base

Tarifaria de sus instalaciones, en proporción al beneficio económico que dichas instalaciones

proporcionan a los Usuarios y Generadores. El beneficio económico se determina según el

procedimiento que establezca el Reglamento. La asignación de beneficiarios sólo puede ser

revisada de acuerdo con lo que establezca el Reglamento.

A la compensación asignada a los Usuarios se le descuenta el correspondiente Ingreso

Tarifario y el resultado se denomina Peaje de Transmisión. El valor unitario del Peaje de

Transmisión será igual al cociente del Peaje de Transmisión entre la demanda de los Usuarios

y será agregado a los Precios en Barra que correspondan, según lo que establezca el

Reglamento.

Pág. 31

La compensación asignada a los Usuarios y el Peaje de Transmisión se sumarán a los

conceptos del Costo Total de Transmisión y Peaje por Conexión a que se refieren los artículos

59º y 60º de la Ley de Concesiones Eléctricas, respectivamente.

Se reemplaza los factores de pérdidas por factores nodales de energía (ver nuevo artículo 47º

de la LCE), y se modifican los Precios de Potencia de Punta en Barra agregando al Precio

Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por

Conexión, en lugar de multiplicar por el respectivo factor de pérdidas de potencia, agregando

luego a este producto el Peaje por Conexión.

Se modifica (también en el artículo 47º de la LCE) el Precio de Energía en Barra, para cada

una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal

correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía, en lugar de

multiplicar el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el

respectivo factor de pérdidas de energía. El artículo 48º ya no menciona el Sistema

Económicamente Adaptado y se refiere al cálculo de los factores nodales de energía

considerando pérdidas marginales y capacidad del sistema de transmisión.

7. Definición de Opciones a Evaluar La tabla 13 a continuación incluye una comparación de las opciones a evaluar. La tabla 14

contiene el estimado de costos desagregados de dichas opciones.

Análisis de Riesgo de la Interconexión Centro-Sur 32

Tabla 13. Opciones de Transmisión Centro - Norte

Nº Opciones de Transmisión Ventaja Desventaja Comentarios A Nueva línea 220 kV / ≈300-600 MW /

≈600 km simple terna AC Mantaro – Cotaruse - Socabaya

1. Equipos y tecnología convencional y bien probada

2. Incrementa la confiabilidad global del sistema: circuito paralelo a la línea existente

1. Costoso. 2. Larga distancia: puede

estar sujeta a problemas en régimen permanente y/o transitorio

3. Debe evaluarse el potencial para SSR

La capacidad de esta línea se determinará una vez que todos los agentes lleguen a un acuerdo sobre la capacidad de transferencia de la línea existente

B1 Nueva línea HVDC convencional de ≈300-600 MW / ≈600 km Mantaro - Socabaya



3. Costo comparable con la opción 1

4. Resuelve problemas de estabilidad:

Atributo inherente a sistemas en HVDC

Modulación del orden de potencia del HVDC

1. Grandes capacitores shunt de terminales DC podrían requerir especial atención en términos de sobre-tensiones temporales

2. Podría requerir atributos especiales de control en HVDC en términos del SSR causado por capacitores serie

3. Si hay líneas de comunicación en el mismo corredor, estas están sujetas a interferencia electromagnética por el HVDC; pudiendo requerir de filtros DC o re-ruteo de líneas de comunicación

4. Sistema de filtros de armónicos HVDC pueden ser requeridos en mayor capacidad debido a la presencia de cargas no-lineales.


Nº Opciones de Transmisión Ventaja Desventaja Comentarios B2 Nueva línea HVDC “Light” de ≈300-

600 MW / ≈600 km Mantaro - Socabaya


2. No se requieren de grandes capacitores shunt en los terminales del HVDC

3. Los terminales HVDC pueden participar en el control de tensión AC

4. No hay riesgo de SSR 5. Terminales de menor

tamaño que la opción 2 6. Sistema de filtro de

armónicos AC de menor tamaño que la opción 2

1. Número limitado de instalaciones a nivel mundial – el nivel de experiencia acumulada a la fecha es limitado

Tamaño del sistema de transmisión es adecuado para esta tecnología

C Nuevo convertidor HVDC Back-to-Back de 300-600 MW instalado en la S/E Cotaruse

1. Menos costoso que opciones 2 y 3

2. resolve problemas de estabilidad


1. Una gran demanda de potencia reactiva por parte de ambos convertidoras podría requerir equipos de manejo de reactivo mas sofisticados, tales como SVC 2. Sistema de filtros de armónicos HVDC pueden ser requeridos en mayor capacidad debido a la presencia de cargas no-lineales.

1. Asumiendo que la capacidad térmica de la línea existente permitiera transferir 600 MW por ambos circuitos conjuntamente.

D Nuevo equipo TCSC en la S/E Cotaruse

1. Elimina el potencial para un problema de SSR

2. Es una opción económica

Los controles del TCSCs instalados en ambos circuitos deberán ser coordinados

1. Asumiendo que la capacidad térmica de la línea existente permitiera transferir 600 MW por ambos circuitos conjuntamente. 2. Se necesita realizar un estudio que justifique la porción de la compensación controlada y su efectividad.


Nº Opciones de Transmisión Ventaja Desventaja Comentarios

E Incrementar la compensación serie existente a 300-600 MW

1. Podría resolver problemas de estabilidad al usar la modulación del nivel de compensación


F Nuevo equipo SVC en la S/E Cotaruse

1. Elimina el potencial para un problema de estabilidad de tensión


G No hacer nada 1. Podría resultar la mejor opción si para el resto de las opciones los beneficios no justifican los costos.

2. Incluye la línea Machu Picchu – Cotaruse en 2010 (seccionada en Bambas en el 2013) y la línea Machu Picchu – Tintaya – Puno en el largo plazo (de ser necesaria para evacuar la generación en la zona 2016)

Notas: 1.- Las opciones B1 y B2 serán objeto de mayor análisis técnico-económico para seleccionar la tecnología más conveniente a este caso antes de iniciar el análisis de riesgo. Sólo una de estas opciones será analizada dentro del análisis de riesgo al representar una opción similar bajo tecnologías diferentes. De igual forma, la opción C será sujeta a un análisis previo de tecnologías disponibles antes de iniciar el análisis de riesgo. 2.- Las opciones D, E y F podrían ser evaluadas no sólo de manera independiente sino también asociadas con alguna otra opción en conjunto que pudiese agregar ventajas de tipo técnico (por ejemplo, la opción F podría mejorar la estabilidad de tensión para la opción A). 3.- Las capacidades finales de las opciones serán establecidas una vez finalizado el análisis técnico de las diferentes alternativas y/o tecnologías.


Tabla 14. Estimado de Costos Desagregados de las Opciones.

Opciones de Transmisión Costo de Equipamiento Obras de Montaje Obras Civiles Otros (1) TOTAL

A

Nueva línea 220 kV / ≈300-600 MW / ≈600 km simple terna AC Mantaro – Cotaruse – Socabaya (2)

$ 74,800,000.00 $ 53,100,000.00 $23,600,000.00

$29,500,000.00

$181,000,000.00

B1

Nueva línea HVDC convencional de ≈600 MW / ≈600 km Mantaro - Socabaya (3)

$ 162,480,000.00 $ 8,496,000.00 $6,372,000.00 $5,734,800.00 $183,082,800.00

B2

Nueva línea HVDC “Convertidor de Fuente de Tensión” de ≈600 MW / ≈600 km Mantaro - Socabaya (3)

$ 162,480,000.00 $ 8,496,000.00 $6,372,000.00 $5,734,800.00 $183,082,800.00

C

Nuevo convertidor HVDC Back-to-Back de 600 MW instalado en la S/E Cotaruse (3)

$ 120,000,000.00 $ 5,310,000.00 $ 2,360,000.00 $2,330,000.00 $130,000,000.00

D Nuevo equipo TCSC en la S/E Cotaruse (4) $ 10,500,000.00 $ 850,000.00 $ 1,250,000.00 $ 1,050,000.00 $ 13,650,000.00

E Incrementar la compensación serie existente a 300-600 MW (4)

$ 4,500,000.00 $ 350,000.00 $ 550,000.00 $ 450,000.00 $ 5,850,000.00

F Nuevo equipo SVC en la S/E Cotaruse (4) $ 9,750,000.00 $ 775,000.00 $ 1,175,000.00 $ 975,000.00 $ 12,675,000.00


Opciones de Transmisión Costo de Equipamiento Obras de Montaje Obras Civiles Otros (1) TOTAL

G Nueva Línea de Transmisión AC en 500 kV por la costa $ 133,501,850.00 $ 84,629,600.00 $33,659,500.00 $48,758,190.00 $300,549,140.00

H Phase Shifter $ 9,000,000.00 $ 700,000.00 $1,1,000.00 $ 900,000.00 $ 11,700,000.00

(1) Incluye gastos generales y contingencia. No incluye costos de financiamiento (muy particulares y sensibles a diferentes esquemas).

Precisión estimada de los costos es ±30%. (2) El sustento de los montos aquí incluidos para las opciones en AC se encuentra en el Anexo G. Allí se muestran costos unitarios

equivalentes disponibles para proyectos similares (Tabla D1) así como costos unitarios equivalentes en diferentes países (Tabla D2) que sirvieron de verificación del cálculo inicial.

(3) El sustento de los montos aquí incluidos para las opciones en HVDC se encuentra en el Anexo H. Dicho anexo también incluye un artículo relevante, titulado “The ABCs of HVDC Transmisión Technologies”, y publicado en la revista “IEEE Power & Energy Magazine” en su edición de Marzo/Abril de 2007. Otras fuentes consultadas incluyen base de datos propios desarrollados utilizando información confidencial de proyectos similares recientes, y en nuestra experiencia propia.

(4) El sustento de los montos para las opciones D, E, F, G y H se incluye en el Anexo I. Se asume una compensación equivalente (en módulos durante los 600 km, para un total de 150 MVAr) para cada línea.

(5) Los plazos de ejecución estimados son relativamente similares para las opciones A, B y C (en el orden de 20-30 meses, ver anexos G y H). El anexo I incluye detalles de plazos para las opciones D, E, F, G y H. Esto basado en experiencias previas recientes del equipo Consultor.


Tabla 14a. Plazo de las Opciones.

Opción Plazo Criterio

Nueva línea 220 kV / ≈300-600 MW / ≈600 km simple terna AC Mantaro – Cotaruse – Socabaya

20 meses 30km/mes

Nueva línea HVDC convencional de ≈600 MW / ≈600 km Mantaro - Socabaya

24-30 meses Limitado por las estaciones Convertidoras (líneasDC demoran aproximadamente igual a líneas AC)

Nueva línea HVDC “Convertidor de Fuente de Tensión” de ≈600 MW / ≈600 km Mantaro - Socabaya

24-30 mesesLimitado por las estaciones Convertidoras VSC(líneas DC demoran aproximadamente igual a líneas AC)

Nuevo convertidor HVDC Back-to-Back de 600 MW instalado en la S/E Cotaruse

24-30 mesesLimitado por las estaciones Convertidoras B2B(líneas DC demoran aproximadamente igual a líneas AC)

Nuevo equipo TCSC en la S/E Cotaruse 24-30 meses Incluyendo estudio, diseño, pruebas y arranque

Incrementar la compensación serie existente a 300-600 MW 3-9 meses

Nuevo equipo SVC en la S/E Cotaruse 14-18 meses Incluyendo estudio, diseño, pruebas y arranque


Tabla 15. Escenarios Para Proyección de la Demanda

Escenario Norte+Centro Media Media Media Media Media Sureste Alta Baja Media Alta Baja Suroeste Alta Alta Media Baja Baja Nombre del Escenario: MAA MBA MMM MAB MBB Demanda Pico (MW) 2005 2006 2007 2017 2017 2017 2017 2017 Norte+Centro 3,068 4,938 4,938 4,938 4,938 4,938 Sureste 195 489 257 357 489 257 Suroeste 535 1,012 1,012 793 638 638 Total 3,305 3,580 3,798 6,439 6,207 6,088 6,066 5,834 Crecimientos anuales . Norte+Centro 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% Sureste 9.6% 2.8% 6.2% 9.6% 2.8% Suroeste 6.6% 6.6% 4.0% 1.8% 1.8% Total 5.4% 5.0% 4.8% 4.8% 4.4%


Tabla 16. Escenarios de Generación

Nombre de Escenario Norte Solo Hidro

Sureste Hidro

Suroeste Térmico No Seleccionado

No Seleccionado

PERÍODO Año

ESCENARIO 1

Gas Centro

ESCENARIO 2

Gas Centro y Hidro Sureste

ESCENARIO 3

Hidro Norte y Suroeste

ESCENARIO 4

Gas Sur y Centro

ESCENARIO 5

Hidro Centro-Norte

y Gas Centro

ESCENARIO 6

Gas Centro y Sur e Hidro

Sur

2007 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170

2008 71 71 71 71 71 71 25 25 25 25 25 25 150 150 150 150 150 150

2007 - 2010 2009 220 220 220 220 220 220 2010 170 170 170 170 170 170 75 75 75 75 75 75 1051 1051 1051 1051 1051 1051 2011 170 170 170 140 170 140 50 10 70 10 70 2012 170 170 170 170 170 25 100 25 100

2011 - 2017 2013 170 108 158 170 50 50 170 108 170 158 170

2014 170 130 110 170 112 170 130 170 2015 170 200 140 170 86 108 170 96 2016 170 110 380 170 170 170 130 140 130 2017 170 105 270 170 170 170 170 170 170 1530 1513 1501 1500 1527 1618 2581 2564 2552 2551 2578 2669


Resumen de Generación al 2017 Fijo (igual en todos los escenarios) 1051 1051 1051 1051 1051 1051 Norte y Centro Gas 1530 680 0 850 680 680 Hidráulica 0 0 613 0 847 0Sureste Gas 0 0 0 100 0 100 Hidráulica 0 783 238 0 0 238Suroeste Gas 0 0 0 550 0 550 Hidráulica 0 50 650 0 0 50Total 2581 2564 2552 2551 2578 2669Total en el Sur 0 833 888 650 0 938


Tabla 17. Escenarios de Generación al 2017 y Reservas Según Demanda 2017 Según Escenario de Demanda Indicado Oferta Capacidad Efectiva MW 2006 2007 MAA MBA MMM MMB MBB Norte Solo Norte+Centro 3,662 4,002 6,906 6,616 6,468 6,274 6,150 Sureste 224 224 224 224 224 224 224 Suroeste 919 919 919 919 919 919 919 Total 4,804 5,144 8,049 7,759 7,610 7,417 7,292 Reserva Sistema 34% 35% 25% 25% 25% 25% 25%Reserva en Sur 56% -24% -10% -1% 15% 28% Hidro Sureste Norte+Centro 3,662 4,002 6,073 5,783 5,635 5,441 5,317 Sureste 224 224 1,007 1,007 1,007 1,007 1,007 Suroeste 919 919 969 969 969 969 969 Total 4,804 5,144 8,049 7,759 7,610 7,417 7,292 Reserva en Sur 56% 32% 56% 72% 99% 121% Hidro Suroeste Norte+Centro 3,662 4,002 6,018 5,728 5,580 5,386 5,262 Sureste 224 224 462 462 462 462 462 Suroeste 919 919 1,569 1,569 1,569 1,569 1,569 Total 4,804 5,144 8,049 7,759 7,610 7,417 7,292 Reserva en Sur 56% 35% 60% 77% 104% 127% Térmico Norte+Centro 3,662 4,002 6,256 5,966 5,818 5,624 5,500 Sureste 224 224 324 324 324 324 324 Suroeste 919 919 1,469 1,469 1,469 1,469 1,469 Total 4,804 5,144 8,049 7,759 7,610 7,417 7,292 Reserva en Sur 56% 19% 41% 56% 80% 100%

Pág. 42

8. Análisis de Escenarios a Largo Plazo Opciones, Planes, Incertidumbres y Futuros Las Opciones a considerar en este Estudio se mostraron en la sección anterior. Todas estas

opciones están diseñadas con un enfoque de corto, mediano y largo plazo. Esto significa que

la capacidad de transporte a largo plazo puede ser mayor que la de corto o mediano plazo. Del

análisis detallado ha salido una serie de planes como resultado de la combinación de

opciones, a saber:

- Plan a: Incrementar la compensación serie existente a 505 MVA: esta alternativa

consistiría exclusivamente en el cambio de los condensadores serie de las líneas

Mantaro – Cotaruse, la nueva capacidad se fija en 505 MVA, que es el límite del

conductor en serie con los bancos de compensación serie. Nota: Este plan implica

únicamente la ampliación de la capacidad térmica de los capacitores (no implica

modificación del porcentaje de compensación de la línea).

- Plan b; Nueva (Tercera) línea AC compensación serie 220 kV a 505 MVA / 750 km

simple terna entre Mantaro – Cotaruse – Socabaya – Montalvo.

- Plan c: Nueva línea convencional HVDC 600 km de longitud Mantaro – Socabaya.

- Plan d: Incrementar la compensación serie existente a 505 MVA y mejorar su control a

través de TCSC. Nota: Este plan implica únicamente la ampliación de la capacidad

térmica de los capacitores (no implica modificación del porcentaje de compensación de

la línea).

- Plan e: Nueva líneas de 500 kV Chilca – Montalvo, 1800 MVA, 815 km simple terna con

“phase shifter” (intercambiadores de fase) en la subestación Mantaro.

- Plan f: Nuevo convertidor HVDC Back-to-Back de 600 MW instalado en la S/E Cotaruse.

Este plan se descartó técnicamente. Requería demasiado compensación reactiva lo cual

lo hacía inviable.

Los límites de transferencia en este documento se refieren a la barra Mantaro. Los planes de

arriba incluyen la línea Machu Pichu-Tintaya-Puno a 220 kV, necesaria para evacuar la

Pág. 43

generación en la zona para el año 2017. Las alternativas que incluyen HVDC Light y SVC no

se evaluaron por razones técnicas. Por ejemplo (y de acuerdo a la información disponible por

Quantum) HVDC Light es una tecnología que no se ha probado para potencias mayores a 300

MW y posee límites en la distancia aplicada inferiores a este caso. Adicionalmente, las

alternativas SVC (tal como se determinó en el estudio anterior) no representan opciones

factibles de incremento de capacidad de transferencia debido a los altos requerimientos de

compensación reactiva resultante.

Las incertidumbres a incluir en este Estudio son las siguientes:

Crecimiento y Ubicación de la Demanda (% anual)

Crecimiento y Ubicación de la Generación (% anual)

Costos de Combustible (en US$/MWh)

Costo de Racionamiento (US$/MWh)

Hidrología (series equiprobables)

Las incertidumbres serán medidas en función de escenarios altos y bajos. Esto siguiendo el

criterio mejor conocido como “desconocidos, pero acotados”. Este criterio parte de la base que

los valores de las incertidumbres no se conocen pero si se conocen los límites superiores e

inferiores que pueden alcanzar.

Los valores extremos de las incertidumbres se discuten a continuación.

La demanda como se indicó anteriormente será definida con base a crecimientos altos,

medios y bajos con respecto al 2007. Dado que el objetivo de este estudio es determinar los

riesgos asociados a la interconexión Centro – Sur, las incertidumbres relevantes con respecto

de la demanda son los crecimientos asociados a las regiones Sureste y Suroeste. Es decir al

incluir estas incertidumbres en conjunto con las incertidumbres con respecto a la generación

podremos cubrir todos los rangos posibles de operación de le interconexión. Esto se

demuestra mas adelante en este informe por considerar los efectos en la reserva en el Sur.

Pág. 44

Dado lo anterior la demanda en el resto del país se asumirá que crece según el escenario

medio, o lo que es equivalente cualquier desviación con respecto de este crecimiento es

respaldada por cambios en la generación intrazonal.

La Tabla 19 presenta los futuros considerados para la demanda incluyendo los crecimientos.

Como puede ser observado incluimos el caso de crecimientos medios como referencia.

Con respecto de la Oferta las incertidumbres más importantes son los montos de generación

nueva instalada en el las regiones del sur, su ubicación dentro de estas regiones (Sureste o

Suroeste) y el tipo; hidráulica o térmica.

Así con base en los seis escenarios proporcionados por Osinergmin, seleccionamos tres

escenarios de generación como representativos de las incertidumbres. Estos escenarios se

presentan en la Tabla 20 en la que se observa que los mismos consisten de:

a) Un escenario en el cual no hay crecimiento de generación en el Sur llamado “Norte Solo”

y que corresponde a la expansión en el Escenario 1 proporcionado. Nótese que el

Escenario 5 también tiene cero generación en el sur por lo que es equivalente al 1 para

los efectos de este estudio.

b) Un escenario en el cual hay crecimiento pronunciado de la generación en el sur mediante

plantas hidráulicas en la zona Sureste (Machu Picchu y San Gabán.) Este escenario es

llamado “Hidro Sureste” y corresponde al Escenario 2 proporcionado.

c) Un escenario en el cual hay crecimiento pronunciado de la generación en el sur

fundamentalmente por plantas hidráulicas la zona Suroeste (Liucla y Lluta),

complementado por generación hidráulica en el Sureste (Machu Picchu.) Este escenario

es llamado Hidro Suroeste y corresponde al Escenario 3 proporcionado, y no será

evaluado.

d) Para evaluar la sensibilidad a generación térmica en el escenario llamado “Térmico”,

contemplamos un desarrollo significativo de la generación en el Sur mediante plantas

térmicas en la zona Suroeste (Ilo1, Ilo2 y Sur). Este caso corresponde al Escenario 4

proporcionado.

Pág. 45

e) Finalmente el Escenario 6 proporcionado corresponde a una situación intermedia entre

los escenarios anteriores (desarrollo hidráulico y térmico), por lo que su efecto caerá en

algún punto intermedio entre estos. Por lo tanto este escenario no será considerado.

Notar que si bien este escenario tiene 50 MW mas que los escenarios considerados, esta

diferencia es mas que compensada por las variaciones consideradas para la demanda.

La generación para el resto del país se determinará de manera que el sistema como todo esté

en balance, es decir la reserva con respecto de la generación efectiva disponible este en los

valores esperados (ejemplo 25% para el 2017.) Notar que de nuevo al ser nuestro foco la

interconexión Centro – Sur y dadas las suposiciones de generación y demanda presentadas

anteriormente, el tomar esta suposición no reduce los modos de operación de la interconexión

y de hecho introduce la `posibilidad de que en algunos casos ocurran flujos inversos.

La Tabla 21 presenta los escenarios de generación resultantes para el 2017 y las reservas

resultantes en el sur según los escenarios de demanda. Como puede ser observado en esta

tabla dichas reservas varían de - 24 % para el caso de alta demanda en ambas regiones del

sur y ausencia de nuevas instalaciones en esas regiones a un 127% para el caso de baja

demanda en el sur y altas instalaciones en la región. Es de destacar que este último caso

corresponde a una expansión hidráulica de la generación por lo que es muy factible que se

instalen dichas plantas independientemente de que la demanda en la zona no se haya

desarrollado (exportación al resto del país). Con respecto de las otras incertidumbres la Tabla

18 presenta los rangos extremos propuestos para su materialización.

Tabla 18. Rangos Extremos de Incertidumbres.

Costo de Combustible Alto Bajo Unidad Carbón No Aplica Fuel Oil No Aplica Gas Natural 1 2 US$/MMBTU Costo de Racionamiento 250 1000 US$/MWh

Nota: los costos del carbón y fuel oil no se considerarán como incertidumbres. El costo del racionamiento será evaluado inicialmente con los valores altos. Se realizará una sensibilidad para los valores bajos hacia el final como comprobación en caso que resultare en cambio de decisiones.

Finalmente la hidrología será tomada en cuenta para la evaluación de los costos de los

diferentes despachos resultantes de las limitaciones de transmisión mediante el programa

Pág. 46

PERSEO. Se utilizarán series hidráulicas de por lo menos 10 años consecutivos para tomar en

cuenta la tendencia natural de la cuencas de volver a los flujos medios (tratar menos años

podría resultar en una sobreestimación del efecto de esta variable.) Para ser consiente con el

principio de desconocido pero acotado el análisis se basará posiblemente en la serie histórica

cuyo flujo medio se excede el 95% de los casos y la serié histórica cuyo flujo se excede el 5%

de los casos. Sin embargo una vez que tengamos la oportunidad de ver las series resultantes

es posible que se seleccionen las extremas.

A partir de las incertidumbres anteriores se establecen los futuros, o combinaciones de

incertidumbres, las cuales alcanzan la cifra de 27 futuros, como sigue:

Tabla 19. Futuros a ser Modelados.

Futuro Nº Dem Gen CC H

A1 Alto NS Alto Alto

A2 Alto NS Alto Bajo

A3 Alto NS Bajo Alto

A4 Alto NS Bajo Bajo

A5 Alto HSE Alto Alto

A6 Alto HSE Alto Bajo

A7 Alto HSE Bajo Alto

A8 Alto HSE Bajo Bajo

A9 Alto Ter Alto Alto

A10 Alto Ter Alto Bajo

A11 Alto Ter Bajo Alto

A12 Alto Ter Bajo Bajo

M1 Med NS Med Med

M2 Med HSE Med Med

M3 Med Ter Med Med

B1 Bajo NS Alto Alto

B2 Bajo NS Alto Bajo

B3 Bajo NS Bajo Alto

B4 Bajo NS Bajo Bajo

B5 Bajo HSE Alto Alto

B6 Bajo HSE Alto Bajo

B7 Bajo HSE Bajo Alto

B8 Bajo HSE Bajo Bajo

B9 Bajo Ter Alto Alto

B10 Bajo Ter Alto Bajo

Pág. 47

Tabla 19. Futuros a ser Modelados.

Futuro Nº Dem Gen CC H

B11 Bajo Ter Bajo Alto

B12 Bajo Ter Bajo Bajo

Donde:

Dem = Crecimiento de la Demanda,

Gen = Crecimiento de la Generación,

CC = Costo de Combustible,

H = Hidrología,

NS = Desarrollo de la generación en el Norte Solo (NS),

HSE = Se desarrolla predominantemente generación hidráulica en el Sureste (Hidro Sureste - HSE),

Ter = Se desarrolla predominantemente generación térmica en el Suroeste (Térmica).

Este modelo asume que el crecimiento de la demanda en el norte y centro del país es neutral y como tal

será un escenario de crecimiento medio. También se asume un escenario inicial de costo de

racionamiento alto (costos bajos se considerarían luego para determinar si hay cambios de decisiones

por esta variable). Algunos escenarios medios (“Med”) fueron evaluados adicionalmente, a pesar que no

eran requeridos según la metodología de “desconocido, pero acotado” la cual requiere únicamente de

valores extremos (por ejemplo, altos y bajos).

Escenarios:

A partir de la tabla anterior puede concluirse que se consideran un total de veintisiete (27)

futuros, los cuales se combinan con los cinco (5) planes (recordar que el plan que involucraba

estación convertidora del tipo Back-to-Back fue descartado por razones técnicas) para

determinar los escenarios definitivos a analizar. El número total de escenarios a considerar

entonces es ciento treinta y cinco (135). La tabla 20 contiene el resumen de los escenarios

considerados.

Estos escenarios serán sujetos a la metodología de riesgo incluida anteriormente en este

informe final. Es decir, todos los escenarios serán evaluados en términos de atributos para

evaluar la exposición al riesgo de cada plan. En caso de obtenerse un plan robusto, el

problema estará resuelto. En caso de nos encontrarse ningún plan robusto, se aplicará una

Pág. 48

técnica de mitigación de riesgo (basada en el método MiniMax) para poder emitir una

recomendación con un plan que minimice el riesgo de escoger uno u otro plan.

Tabla 20. Escenarios Modelados.

Futuro Nº

Plan Nº a

PlanNº b

PlanNº c

PlanNº d

PlanNº e

A1 a1 b1 c1 d1 e1 A2 a2 b2 c2 d2 e2 A3 a3 b3 c3 d3 e3 A4 a4 b4 c4 d4 e4 A5 a5 b5 c5 d5 e5 A6 a6 b6 c6 d6 e6 A7 a7 b7 c7 d7 e7 A8 a8 b8 c8 d8 e8 A9 a9 b9 c9 d9 e9

A10 a10 b10 c10 d10 e10 A11 a11 b11 c11 d11 e11 A12 a12 b12 c12 d12 e12 M1 a13 b13 c13 d13 e13 M2 a14 b14 c14 d14 e14 M3 a15 b15 c15 d15 e15 B1 a16 b16 c16 d16 e16 B2 a17 b17 c17 d17 e17 B3 a18 b18 c18 d18 e18 B4 a19 b19 c19 d19 e19 B5 a20 b20 c20 d20 e20 B6 a21 b21 c21 d21 e21 B7 a22 b22 c22 d22 e22 B8 a23 b23 c23 d23 e23 B9 a24 b24 c24 d24 e24

B10 a25 b25 c25 d25 e25 B11 a26 b26 c26 d26 e26 B12 a27 b27 c27 d27 e27

Pág. 49

Atributos:

El método MiniMax busca alcanzar el mínimo costo (o máximo beneficio) para cualquier

evento o futuro posible. De esta manera se alcanzaría mitigar el riesgo asociado con cualquier

plan a recomendar.

Con relación a los atributos, se consideran dos (2) como medidas de evaluación de todos los

escenarios modelados, como sigue:

Costos totales de energía (en equivalente anualizado o Valor Presente Neto – VPN -

en US$/MWh) incluyendo costos de inversión, operación, despacho, pérdidas y de

energía no servida (o racionamiento).

Pago por Energía de la Demanda (en equivalentes anualizados o VPN en US$/MWh).

Puede provenir del costo marginal total nacional o sólo del sur.

También se analizarán los escenarios en función de los atributos conocidos como HDN (Horas

de Despacho No-Económico) y MFI (MWh de Flujos Interrumpidos).

Posteriormente se definieron los nodos y se calcularon los valores de los atributos para dichos

nodos, para lo cual se realizaron corridas del modelo PERSEO. Una vez realizadas las

corridas en PERSEO, se determinaron los atributos para todos los escenarios definidos

anteriormente en este informe. La siguiente tabla muestra la definición de los veintisiete futuros

para las corridas de PERSEO. Los mismos incluyen la letra mayúscula A si la demanda es

alta, M si es media, o B si es baja. La numeración es consecutiva de acuerdo a la descripción

de la tabla incluida a continuación.

Tabla 21. Veintisiete Futuros Definidos para PERSEO.

Pág. 50 Re

sulta

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seo

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Bajo

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060

060

060

060

060

060

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060

060

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do85

Nudo

94Nu

do95

Nudo

104

Nudo

105

Nudo

114

Nudo

115

Nudo

124

Nudo

125

Nudo

134

Nudo

135

Futu

ro N

o.

Limite de la Interface (MW)

Nudos Asociados

Pág. 51

De igual forma, la siguiente tabla muestra los escenarios de demanda (alto y bajo)

seleccionados para cada escenario de desarrollo de generación (es decir, Norte Solo, Hidro

Sureste y/o Térmico), destacando la dirección del flujo de energía (por ejemplo, de norte a sur

o “N-S”, y de sur a norte o “S-N”).

Tabla 22. Escenarios de Demanda.

Alta BajaMW 1,178 483Dirección N-S N-SMW 658 536Dirección N-S S-NMW 1,025 430Dirección N-S N-S

Demanda

Norte Solo

Hidro Sur Este

Termico

La tabla de abajo muestra los resultados de las corridas de PERSEO (en forma resumida)

para los veintisiete futuros definidos anteriormente. Para cada futuro se incluyen el límite por el

enlace (entre 400 y 1200 MW), el flujo máximo y dirección resultante, La energía transmitida, el

costo del despacho (y su variación respecto a los escenarios equivalentes sin restricción de

flujo), y la energía no servida. Estos valores, así como otros calculados como pago de la

demanda (total nacional y sólo región sur), horas de despacho no económico (HDN – medido

en horas/MUS$) y MWh de flujo interrumpido (MFI – medido en kWh/US$), son obtenidos así

para diferentes rangos de límites por el enlace, lo cual facilitará la estimación de los valores

para los distintos planes considerados y sus límites correspondientes. Las figuras que siguen a

la tabla de abajo ilustran este concepto para la variación del costo del despacho y la energía

no servida para los diferentes futuros considerados.

Tabla 23. Resultados de las Corridas de PERSEO.

Pág. 52

Futu

roA

1A

2A

3A

4A

5A

6A

7A

8A

9A

10A

11A

12M

1M

2M

3B

1B

2B

3B

4B

5B

6B

7B

8B

9B

10B

11B

1240

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

040

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

050

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

01,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

1,

200

400

400

400

400

401

400

402

400

400

400

400

400

400

381

400

400

400

401

400

381

381

381

381

393

392

393

392

500

500

500

500

501

500

501

500

500

500

500

500

500

390

500

483

474

483

481

457

471

457

471

424

401

427

392

600

600

600

600

605

556

603

554

600

600

600

600

600

390

577

483

474

483

476

457

536

457

536

424

401

430

392

800

800

800

800

643

567

625

537

800

800

800

800

749

390

585

483

474

476

474

457

536

457

536

424

401

430

392

1,16

0

1,17

8

1,16

2

1,17

5

634

577

658

544

1,02

5

1,01

0

1,01

4

1,01

1

748

390

575

483

474

483

473

457

536

457

536

424

400

430

392

Dire

cció

nN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SS

-NN

-SN

-SN

-SN

-SN

-SS

-NS

-NS

-NS

-NN

-SN

-SN

-SN

-S

3,50

63,

487

3,50

63,

485

1,45

81,

517

1,44

61,

472

3,47

43,

474

3,33

63,

416

3,23

9-7

872,

829

2,66

92,

545

2,66

32,

545

-1,8

95-1

,694

-1,8

85-1

,700

1,50

91,

329

1,43

11,

283

4,38

34,

291

4,38

34,

291

1,78

71,

928

1,78

61,

903

4,36

14,

257

4,27

54,

190

3,78

3-7

893,

282

2,68

32,

567

2,67

62,

568

-1,9

45-1

,885

-1,9

43-1

,889

1,51

11,

327

1,43

51,

283

5,24

15,

174

5,23

15,

174

1,78

61,

927

1,78

31,

904

5,16

14,

967

5,06

44,

879

4,20

8-7

903,

320

2,68

32,

567

2,67

62,

568

-1,9

45-1

,922

-1,9

46-1

,924

1,51

01,

323

1,43

61,

283

6,78

66,

468

6,78

86,

464

1,78

81,

928

1,77

91,

903

6,24

56,

051

6,12

45,

932

4,27

2-7

903,

320

2,68

22,

567

2,67

62,

568

-1,9

45-1

,922

-1,9

43-1

,926

1,51

11,

326

1,43

51,

283

7,59

07,

412

7,58

97,

413

1,78

71,

928

1,78

11,

903

6,43

86,

271

6,32

56,

146

4,27

2-7

903,

321

2,68

22,

567

2,67

62,

568

-1,9

45-1

,921

-1,9

43-1

,925

1,51

01,

325

1,43

61,

283

1,22

5

1,28

1

1,01

1

1,07

7

382

386

251

254

649

638

436

429

513

387

546

619.

81

615

405

401.

83

553

552

360

359.

47

703

696

456

452

840

864

632

657

376

378

248

249

631

626

419

417

498

388

541

619

615

405

401.

58

552

551

360

358.

82

703

696

456

452

586

590

387

390

376.

28

379

248

249

623

619

409

408

492

388

541

619

615

405

401.

58

552

551

360

358.

85

703

696

456

452

506

502

333

330

376.

33

379

247

249

618

612

402

398

491

387

541

619

615

405

401.

57

552

551

360

358.

84

703

696

456

452

497

493

327

324

376.

29

379

248

249

618

612

401

398

491

387

541

619.

44

615

405

401.

57

552

551

360

358.

82

703

696

456

452

727.

3278

7.92

684.

3075

3.21

6.13

7.80

3.82

5.00

31.1

826

.11

35.2

631

.48

22.0

70.

005.

030.

370.

480.

210.

260.

271.

040.

180.

65-0

.01

-0.0

1-0

.01

-0.0

234

2.77

371.

2030

5.38

333.

44-0

.04

-0.0

90.

04-0

.02

13.4

013

.83

17.8

618

.86

6.83

0.10

0.12

0.01

0.00

0.02

0.01

-0.0

3-0

.05

0.02

0.00

0.00

0.01

-0.0

10.

0388

.81

96.7

460

.04

65.6

3-0

.01

-0.0

30.

060.

074.

866.

378.

5010

.10

0.80

0.02

-0.0

10.

010.

010.

010.

01-0

.03

-0.0

20.

000.

030.

000.

030.

01-0

.01

8.94

8.69

5.77

5.64

0.04

-0.0

4-0

.09

0.01

0.01

-0.0

50.

660.

760.

01-0

.03

0.00

0.02

0.00

0.01

0.00

-0.0

2-0

.02

0.01

0.02

0.01

-0.0

10.

010.

020.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

000.

00

605.

0868

1.32

606.

4968

5.30

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

241.

3726

7.02

240.

8526

7.04

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

9.32

10.2

99.

2810

.38

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

A1

A2

A3

A4

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

M1

M2

M3

B1

B2

B3

B4

B5

B6

B7

B8

B9

B10

B11

B12

7,29

9

7,89

9

6,70

7

7,47

2

1,66

9

1,69

1

1,05

9

1,07

6

1,82

2

1,75

7

1,24

4

1,19

8

1,67

5

1,32

5

1,51

0

1,66

9

1,66

2

1,06

3

1,05

8

1,88

4

1,86

0

1,20

1

1,18

5

2,09

4

2,16

8

1,40

7

1,48

1

6,27

6

6,97

7

5,72

6

6,52

6

1,53

7

1,53

5

976

978

1,85

3

1,77

7

1,25

2

1,20

2

1,43

0

1,32

6

1,48

9

1,62

3

1,60

6

1,03

6

1,02

3

1,89

5

1,87

6

1,21

0

1,19

6

2,08

9

2,16

9

1,40

3

1,47

6

3,00

7

3,02

8

2,26

4

2,25

3

1,53

3

1,53

1

973

975

1,79

6

1,78

6

1,19

6

1,19

7

1,37

6

1,32

5

1,45

8

1,62

4

1,60

7

1,03

5

1,02

4

1,89

8

1,88

0

1,20

6

1,20

3

2,09

2

2,17

1

1,40

5

1,47

7

1,65

4

1,67

7

1,06

8

1,08

0

1,53

3

1,53

2

973

976

1,77

2

1,74

8

1,14

4

1,13

9

1,32

6

1,32

4

1,45

8

1,62

4

1,60

6

1,03

5

1,02

4

1,89

5

1,88

2

1,20

8

1,19

9

2,09

2

2,17

2

1,40

5

1,47

7

1,50

4

1,52

3

964

971

1,53

3

1,53

1

973

978

1,72

1

1,69

7

1,08

9

1,08

2

1,32

4

1,32

4

1,45

7

1,62

4

1,60

6

1,03

5

1,02

4

1,89

5

1,88

0

1,20

9

1,20

2

2,09

1

2,16

6

1,40

5

1,47

7

5,79

0

6,38

0

5,74

0

6,50

0

140

160

90

100

100

60

150

120

350

-

50

40

60

30

30

-

-

-

-

-

-

-

-

4,77

0

5,45

0

4,76

0

5,56

0

-

-

-

-

130

80

160

120

110

-

30

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,50

0

1,50

0

1,30

0

1,28

0

-

-

-

-

80

90

110

120

50

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

150

150

100

110

-

-

-

-

50

50

50

60

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

10

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

A1

A2

A3

A4

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

M1

M2

M3

B1

B2

B3

B4

B5

B6

B7

B8

B9

B10

B11

B12

5,98

1

6,57

5

5,85

4

6,61

9

141

169

89

106

200

158

216

173

381

1

87

49

59

30

37

(1

1)

(32)

(7

)

(20)

1

0

2

0

4,

946

5,

638

4,

867

5,

664

5

5

4

2

18

8

13

2

19

3

15

0

12

2

1

33

(0)

(0

)

(0)

(0

)

(0)

(5

)

(0)

(3

)

(0)

0

(0)

0

1,65

4

1,66

6

1,39

2

1,37

7

0

(0

)

(0)

(1

)

107

115

126

133

62

0

0

0

(0

)

(0)

(0

)

(0)

0

(1)

0

0

(0

)

(0)

(0

)

223

242

143

155

0

0

(0)

(1

)

63

64

63

67

0

(0

)

0

(0

)

(0)

(0

)

0

0

0

(0

)

(0)

0

1

(0

)

0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

A1

A2

A3

A4

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

M1

M2

M3

B1

B2

B3

B4

B5

B6

B7

B8

B9

B10

B11

B12

8,76

1

8,76

1

8,76

1

8,76

1

1,76

9

2,53

5

1,56

0

2,47

2

8,76

1

8,68

6

8,76

1

7,87

6

5,88

0

-

4,55

2

1,80

0

2,13

6

1,60

8

2,24

7

-

-

-

-

279

70

279

-

8,76

1

8,69

8

8,76

1

8,69

8

673

490

581

570

8,76

1

7,47

2

7,90

6

7,13

7

4,85

4

-

2,31

8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

8,76

1

7,15

1

8,76

1

7,31

4

33

-

30

-

6,62

9

6,26

5

6,40

4

6,05

6

2,00

8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

5,28

7

5,65

0

5,28

7

5,65

0

-

-

-

-

3,35

4

3,44

5

3,20

9

3,89

4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

A1

A2

A3

A4

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

M1

M2

M3

B1

B2

B3

B4

B5

B6

B7

B8

B9

B10

B11

B12

8,59

2

8,37

6

8,58

9

8,37

7

844

959

873

983

6,31

9

6,06

1

6,35

2

5,95

1

2,32

4

1

1,

069

10

6

11

7

10

3

12

5

(7

2)

(422

)

(9

1)

(414

)

6

(5)

13

(0

)

6,79

2

6,69

4

6,78

9

6,69

3

85

56

87

45

4,48

5

4,40

3

4,43

1

4,30

3

1,19

3

18

108

(1)

(2

)

2

3

(3)

(5

5)

0

(5

6)

0

(5

)

3

0

5,02

6

4,89

9

5,04

2

4,89

8

7

12

7

(8)

2,

867

2,

948

2,

832

2,

879

28

5

6

4

0

(3)

(1

)

9

(3

)

3

6

(2)

0

1

0

1

1,

846

2,

177

1,

849

2,

183

(5

)

11

18

0

59

4

65

0

60

3

63

4

3

17

1

2

0

(0

)

2

(0

)

3

(4

)

3

(1

)

(3)

0

1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Energía No Servida (GWH año)

∆ Costo del despacho MMUS$

Flujo Maximo Actual (MW)

Costo del despacho MMUS$

Limite MWEnergia Transmitida (GWh)

Pago de la Demanda MMUS$

∆ Pago Demanda Total MMUS$

HDN MFI∆ Pago Demanda Sur MMUS$

Pág. 53

Figura 2. Delta Costo Despacho vs. Límite MW – Futuros A1 – A4

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta C

osto

Des

pach

o M

MU

S$

A1A2A3A4

De la figura anterior es posible extrapolar el delta del costo del despacho para, por ejemplo,

505 MVA de límite de transferencia. Conociendo los valores para 400 y 600 MW, se puede

extrapolar el límite de 505 MVA para aproximadamente 300 a 380 MMUS$, dependiendo del

futuro (A1, A2, A3 o A4). Similarmente, las siguientes figuras muestran las curvas utilizadas

para el resto de los futuros.

Figura 3. Delta Costo Despacho vs. Límite MW – Futuros A5 – A12

-5.00

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta C

osto

Des

pach

o M

MU

S$

A5A6A7A8A9A10A11A12

Pág. 54

Figura 4. Delta Costo Despacho vs. Límite MW – Futuros B1 – B12

(0.20)

-

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta C

osto

Des

pach

o M

MU

S$

B1B2B3B4B5B6B7B8B9B10B11B12

Figura 5. Energía No Servida vs. Límite MW – Futuros A1 – A12

-100.00

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

800.00

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Eenr

gía

no s

ervi

da G

WH

.

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

A1A2A3A4A5A6A7A8A9A10A11A12

Pág. 55

Figura 6. Energía No Servida vs. Límite MW – Futuros B1 – B12

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Ener

gía

No

Serv

ida

GW

h

. B1B2B3B4B5B6B7B8B9B10B11B12

Las siguientes figuras ilustran este concepto para la variación del pago de la demanda (tanto el

total nacional como la región sur solamente) el HDN y el MFI para los diferentes grupos

considerados.

Figura 7. Delta Pago Demanda Total vs. Límite MW – Futuros A1 – A4

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Tot

al M

MU

S$

A1

A2

A3

A4

Pág. 56

Figura 8. Delta Pago Demanda Total vs. Límite MW – Futuros A5 – A12

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Tot

al M

MU

S$

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

Figura 9. Delta Pago Demanda Total vs. Límite MW – Futuros B1 – B12

(10)

-

10

20

30

40

50

60

70

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Tot

al M

MU

S$ B1

B2B3B4B5B6B7B8B9B10B11B12

Pág. 57

Figura 10. Delta Pago Demanda Sur vs. Límite MW – Futuros A1 – A4

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Sur

MM

US

$

A1

A2

A3

A4

Figura 11. Delta Pago Demanda Sur vs. Límite MW – Futuros A5 – A12

-

50

100

150

200

250

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Sur

MM

US

$

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

Pág. 58

Figura 12. Delta Pago Demanda Sur vs. Límite MW – Futuros B1– B12

(40)

(20)

-

20

40

60

80

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Sur

MM

US

$


Figura 13.HDN vs. Límite MW – Futuros A1– A12

(1,000)

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

Hor

as D

espa

cho

No

Econ

omic

o


Pág. 59

Figura 14.HDN vs. Límite MW – Futuros B1– B12

(500)

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Limite MW

Hor

as D

espa

cho

No

Eco

nom

ico


Figura 15.MFI vs. Límite MW – Futuros A1– A12

(1,000)

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Limite MW

MW

h Fl

ujo

Inte

rrum

pido


Pág. 60

Figura 16.MFI vs. Límite MW – Futuros B1– B12

(500)

(400)

(300)

(200)

(100)

-

100

200

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Limite MW

MW

h Fl

ujo

Inte

rrum

pido


Partiendo de los resultados de las corridas de PERSEO, y utilizando el modelo desarrollado

para este Estudio es posible calcular los atributos, cuyos resultados se muestran en la

siguiente tabla. Adicionalmente a los atributos, también se muestran los criterios de calidad

recomendados en el estudio anterior de Siemens PTI-Quantum. Es posible destacar que

ninguno de los planes alcanza las 100 horas/MUS$ del HDN, aunque la 3era línea en AC, la

nueva línea en DC y la nueva línea en 500 kV AC cumple con el criterio de 15 kWh/US$ del

MFI para los primeros años. De nuevo, estos criterios (HDN y MFI) hubiesen sido de utilidad

en caso que los atributos no muestren de manera clara la solución o plan recomendado (es

decir, pueden resolver un empate virtual entre dos o mas planes).

Tabla 24. Resultados de las Corridas de PERSEO.

Pág. 61

Plan

: Inc

rem

enta

r la

com

pens

ació

n se

rie

A1

A2

A3

A4

A5

A6

A7

A8

A9

A10

A11

A12

M1

M2

M3

B1

B2

B3

B4

B5

B6

B7

B8

B9

B10

B11

B12

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]75

8266

740

00

07

68

72

01

00

00

00

00

00

00

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]1,

041

1,21

21,

037

1,23

30

00

029

1842

3328

014

00

00

00

00

00

00

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur [U

SD/M

Wh]

1,08

01,

255

1,06

01,

257

33

21

5240

5745

311

230

00

00

30

20

00

0

HD

E [H

oras

]8,

761

8,62

18,

761

8,62

964

146

655

454

28,

761

8,27

38,

471

7,62

54,

711

03,

793

00

00

00

00

00

00

MFI

[kW

h]6,

704

6,60

56,

702

6,60

381

5483

435,

696

5,49

75,

699

5,39

11,

148

1774

21

22

33

550

560

53

0

3ra

Nue

va L

ínea

AC

220

kV

+ C

ompe

nsac

ión

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]67

7054

5627

2727

2739

4044

4527

2727

2727

2727

2728

2727

2727

2727

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]68

368

357

457

20

00

012

581

155

120

200

270

00

00

00

00

00

0

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur [U

SD/M

Wh]

128

135

103

107

00

00

4130

4335

61

90

00

08

255

161

01

0∆H

DE

[Hor

as/M

US$

]11

1311

123

23

31

54

321

09

00

00

00

00

10

10

∆MFI

[kW

h/U

S$]

1918

1918

00

00

77

87

60

30

00

00

31

30

00

0

Nue

va L

ínea

DC

+ C

ompe

nsac

ión

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]5

54

515

1415

1413

1214

146

3410

1010

1010

1414

1414

1820

1921

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]15

1610

110

00

029

1841

320

013

00

00

00

00

00

00

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur [U

SD/M

Wh]

2225

1416

00

00

5038

5442

00

200

00

01

40

30

00

0∆H

DE

[Hor

as/M

US$

]27

2527

253

23

30

11

125

02

00

00

00

00

00

00

∆MFI

[kW

h/U

S$]

2927

2927

00

00

21

21

60

10

00

00

00

00

00

0

Com

pens

ació

n Se

rie A

dici

onal

con

Con

trol T

CSC

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]75

8367

742

12

14

45

52

41

11

11

11

11

22

22

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]1,

041

1,21

21,

037

1,23

30

00

029

1937

2828

09

00

00

00

00

00

00

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur [U

SD/M

Wh]

1,08

01,

255

1,06

01,

257

33

21

4231

4435

311

100

00

00

20

20

00

0∆H

DE

[Hor

as/M

US$

]0

00

00

00

05

4433

280

082

00

00

00

00

00

00

∆MFI

[kW

h/U

S$]

00

00

00

00

6660

6959

00

330

00

00

(0)

(0)

(0)

00

00

Nue

vas

Líne

as A

C 5

00 K

V +

Phas

e Sh

ifter

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]8

87

825

2325

2419

1821

2011

5716

1718

1718

2429

2429

3034

3135

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]18

1912

140

00

029

1842

330

015

23

11

00

00

00

00

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur [U

SD/M

Wh]

2731

1720

00

00

5240

5745

00

232

31

29

286

180

00

0∆H

DE

[Hor

as/M

US$

]14

1214

122

12

20

(0)

(0)

(0)

150

(0)

(1)

(1)

(1)

(1)

00

00

00

00

∆MFI

[kW

h/U

S$]

1615

1615

00

00

(0)

(0)

(0)

(0)

40

(0)

(0)

(0)

(0)

(0)

02

02

0(0

)0

(0)

Pág. 62

9. Análisis de Riesgos En el presente Estudio se aplica el método de análisis de decisión bajo incertidumbres

conocido como TO/R (de sus siglas en inglés, Trade Off/Risk. En Español:

Compromiso/Riesgo). El proceso comienza con la formulación de un conjunto de escenarios

“factibles” (es decir escenarios que tienen probabilidad de materializarse en el futuro). Luego la

metodología desarrolla planes de transmisión de costo mínimo (para el año horizonte) para

todos aquellos escenarios que tengan requerimientos de transmisión disímiles.


Estudio) se determinan por medio de un proceso de dos fases (denominadas Fase 1 y Fase 2

en los términos de referencia del estudio). La Fase 1 (o de Decisiones Estratégicas) consiste

en la selección de las opciones fundamentales (corredores de transmisión, niveles de tensión,

tamaño de las instalaciones, etc.) Esta fase está dedicada al diseño de la capacidad óptima del

sistema para el año horizonte. La Fase 2 (o de Optimización de la Expansión) consta a su vez

de dos etapas. La primera de éstas, aplica la metodología de análisis de decisión bajo

incertidumbre para determinar planes de transmisión deseables. Estos planes garantizan la

adecuación técnico-económica de la red respecto a los escenarios previstos, con un criterio

probabilístico de fiabilidad; así como se definen las tecnologías a utilizar. La segunda etapa

afina los planes recomendados en la primera etapa con el objetivo de satisfacer los mínimos

criterios de planificación adoptados. En esta segunda etapa del análisis se utilizan

herramientas de simulación de redes (e.g., programas de flujos de carga y de simulación

dinámica) para desarrollar planes alternos de transmisión para el año horizonte para cada uno

de estos escenarios. Esta etapa también involucra el calcular los atributos de cada plan,

incluyendo sus costos y beneficios.


“stage”) del año horizonte hacia atrás (mediano y corto plazo, 2014 y 2010, respectivamente),

para identificar la prioridad y el momento oportuno en el tiempo del desarrollo de cada

proyecto. Por supuesto que para cada año intermedio, el sistema debe satisfacer los mismos

criterios de planificación que el sistema programado para el año horizonte. Finalmente, la

metodología procede a clasificar los proyectos de transmisión de cada plan para propósitos de

implementación, lo cual permite identificar planes robustos, cuando éstos existen (un plan es

robusto si es el de mínimo costo para todas las posibles materializaciones de las

Pág. 63

incertidumbres modeladas en el estudio, incluyendo la relacionada a la ubicación y tamaño de

la generación futura). De lo contrario, en esta última fase se puede proceder a diseñar

mecanismos de protección (del inglés “hedging”) para tratar de mitigar los riesgos asociados

con el plan finalmente adoptado. Detalles adicionales respecto a la metodología utilizada se

encuentran en el Anexo K.

El Grupo Consultor desarrolló un modelo para analizar el riesgo asociado con los diferentes

planes y futuros (es decir, escenarios) para la interconexión Centro-Sur. La siguiente figura

muestra todos los escenarios en una sola gráfica. La misma muestra en los ejes un

equivalente al Valor Presente Neto9 (“VPN”) del Costo Total (que incluye costo de capital, de

O&M, de despacho, de pérdidas y de la energía no servida) y un equivalente al VPN del Pago

de la Demanda (es decir, el costo marginal), todo en USD/MWh (la energía que fluye por el

enlace). La figura muestra los escenarios (combinaciones de planes representados con

círculos rellenos y futuros representados con bordes sin relleno) considerados, ilustrando dos

grandes bloques, uno cerca del origen y otro hacia la zona superior derecha.

A partir de esta sección, cuando se mencione el Valor Presente Neto (VPN) del Costo Total o

del Pago de la Demanda nos estaremos refiriendo a la diferencia con relación al Plan 1. Esto

porque en realidad nos interesa medir los beneficios de cada Plan en relación a un plan en el

cual prácticamente no se hace nada (en realidad se hace lo mínimo necesario para mejorar la

capacidad de transferencia por el enlace a través del incremento de la capacidad térmica de

los capacitores serie en Cotaruse).

9 El equivalente del Valor Presente Neto que presentamos en las gráficas de esta y las próximas secciones (a menos que se indique lo contrario) se corresponden con el valor anualizado de los costos y/o pagos.

Pág. 64

Figura 17. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Todos los Escenarios.

0

140

280

420

560

700

840

980

1120

1260

1400

- 20 40 60 80 100 120 140 160

VPN del Costo Total [USD/MWh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [U

SD/M

Wh]

Plan: Incrementar la compensación serie 3ra Nueva Línea AC 220 kV + Compensación

Nueva Línea DC + Compensación Compensación Serie Adicional con Control TCSCNuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter A1

A2 A3

A4 A5

A6 A7

A8 A9

A10 A11

A12 M1

M2 M3

B1 B2

B3 B4

B5 B6

B7 B8B9 B10

B11 B12

Los escenarios hacia la zona superior derecha de la figura anterior ilustran aquellos planes que

representarían alto arrepentimiento si se materializara un futuro diferente. Por ejemplo, los

planes en color azul (incrementar la compensación serie) y amarillo (compensación serie

adicional con control TCSC) pertenecen a este grupo. La siguiente figura muestra un

acercamiento hacia el eje para poder entender un poco mejor los escenarios cerca del eje.

Justo en el origen puede verse que el plan de sólo incluir compensación serie para escenarios

de baja demanda domina al resto.

Pág. 65

Figura 18. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Acercamiento al Origen de Todos los Escenarios.

0

14

28

42

56

70

84

98

112

126

140

- 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40


VPN

del P

ago

de la

Dem

anda

[USD

/MW

h]

Plan: Incrementar la compensación serie 3ra Nueva Línea AC 220 kV + Compensación

Nueva Línea DC + Compensación Compensación Serie Adicional con Control TCSC

Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter A1

A2 A3

A4 A5

A6 A7

A8 A9

A10 A11

A12 M1

M2 M3

B1 B2

B3 B4

B5 B6

B7 B8

B9 B10

B11 B12

Es importante destacar que de la figura anterior puede determinarse que las incertidumbres de

hidrología y precios de combustible no implican mayores diferencias en los resultados (es

decir, los resultados son poco sensibles a estas incertidumbres). Esto explica por qué los

escenarios se ven “agrupados” en grupos de a cuatro (notar distribución de colores). De esta

manera se procederá a analizar con mayor detenimiento otras incertidumbres como

crecimiento de demanda y desarrollo del parque generador.

La figura siguiente muestra solamente los escenarios de baja demanda, en los cuales siempre

domina (es una solución robusta) el plan de incrementar la compensación serie solamente.

Pág. 66

Figura 19. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Escenarios de Demanda Baja.

-

5

10

15

20

25

30

35

0 5 10 15 20 25 30 35


VPN

del P

ago

de la

De

man

da [U

SD/M

Wh]

Plan: Incrementar la compensación serie 3ra Nueva Línea AC 220 kV + CompensaciónNueva Línea DC + Compensación Compensación Serie Adicional con Control TCSC

Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter B1

B2 B3

B4 B5B6 B7

B8 B9

B10 B11

B12

La siguiente figura muestra solamente los escenarios de demanda alta. De nuevo, se ven los

planes lejos del origen y otros cerca del mismo.

Figura 20. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Escenarios de Demanda Alta.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

- 20 40 60 80 100 120 140 160


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [U

SD/M

Wh]

Plan: Incrementar la compensación serie 3ra Nueva Línea AC 220 kV + Compensación Nueva Línea DC + CompensaciónCompensación Serie Adicional con Control TCSC Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter A1A2 A3 A4A5 A6 A7A8 A9 A10A11 A12

Pág. 67

La siguiente figura muestra un acercamiento hacia el eje para poder entender un poco mejor

los escenarios cerca del eje. Justo en el origen puede verse que el plan de sólo incluir

compensación serie para escenarios de generación hidro sureste (equivalentes a baja

demanda en el sur) domina al resto.

Figura 21. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Acercamiento al Origen de Escenarios de Demanda Alta.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

- 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [U

SD/M

Wh]

Plan: Incrementar la compensación serie 3ra Nueva Línea AC 220 kV + Compensación Nueva Línea DC + CompensaciónCompensación Serie Adicional con Control TCSC Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter A1A2 A3 A4A5 A6 A7A8 A9 A10A11 A12

Vale la pena ahora considerar grupos de futuros para el caso de demanda alta para

determinar así si existe algún patrón diferente al plan de añadir únicamente compensación

serie. La siguiente figura incluye los cuatro escenarios correspondientes a Norte Solo con

Demanda Alta. Para este caso extremo (en el que se requiere de mayor enlace de

transferencia posible entre el norte y el sur) el plan recomendado sería el de la nueva línea DC

+ compensación serie adicional. El título de cada gráfica individual identifica el número de

futuro correspondiente.

Nota: La leyenda a continuación es de utilidad para el mejor entendimiento de la siguiente

figura.

Pág. 68

Figura 22. Demanda Alta. Escenario de Generación Norte Solo. A1

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00

Costo Total [USD/MWh]

Cos

to M

g To

tal [

USD

/MW

h]

126.4911.464.72127.127.58

A2

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00 160.00

Costo Total [USD/MWh]C

osto

Mg

Tota

l [U

SD

/MW

h]

141.0812.454.88141.727.89

A3

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

118.049.314.40118.677.19

A4

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


Cost

o M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

132.4610.084.57133.107.50



VPN del Costo Total [USD/MWh]V

PN d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD/M

Wh]


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

A1

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


Cos

to M

g To

tal [

USD

/MW

h]

126.4911.464.72127.127.58

A2

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00 160.00

Costo Total [USD/MWh]C

osto

Mg

Tota

l [U

SD

/MW

h]

141.0812.454.88141.727.89

A3

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

118.049.314.40118.677.19

A4

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


Cost

o M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

132.4610.084.57133.107.50



VPN del Costo Total [USD/MWh]V

PN d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD/M

Wh]


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

La figura anterior es de suma utilidad en identificar el o los planes a recomendar de acuerdo

con los futuros que combinan un escenario de demanda alta con uno de generación norte

solo. En resumen, es posible observar que la nueva línea DC (+compensación) es la

recomendada ya que se busca minimizar el VPN del Pago de Demanda y del Costo Total.

A continuación se muestra una figura que incluye los cuatro escenarios correspondientes a

Hidro Sureste con Demanda Alta. Para este caso (que equivale a los escenarios de demanda

baja, ya que requieren mínima transferencia entre el norte y el sur) el plan recomendado sería

el añadir solamente compensación serie adicional.


figura.

X

*

3ra Nueva Línea AC 220 kV + CompensaciónNueva Línea DC + CompensaciónCompensación Serie Adicional c/Control TCSCNuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter

Incrementar la compensación serie

X

*



X

*



X

*



Pág. 69

Figura 23. Demanda Alta. Escenario de Generación Hidro Sureste. A5

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


Cos

to M

g To

tal [

USD

/MW

h]

0.0014.8915.051.5325.13

A6

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

0.0013.7813.931.4023.26

A7

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

0.0214.9315.091.5825.19

A8

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cost

o M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

0.0113.9914.141.4523.59




VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

USD

/MW

h]


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

A5

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


Cos

to M

g To

tal [

USD

/MW

h]

0.0014.8915.051.5325.13

A6

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

0.0013.7813.931.4023.26

A7

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

0.0214.9315.091.5825.19

A8

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cost

o M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

0.0113.9914.141.4523.59




VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

USD

/MW

h]


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]


con los futuros que combinan un escenario de demanda alta con uno de generación hidro en

la región sureste. En resumen, es posible observar que incrementar la compensación serie es

la recomendada ya que se busca minimizar el VPN del Pago de Demanda y del Costo Total.


Térmico con Demanda Alta. Para este caso (que equivale a un intermedio entre Norte Solo e

Hidro Sureste) el plan recomendado sería el añadir compensación serie adicional con control

del tipo TCSC. En los grupos A9 y A10 la solución no es del tipo robusta ya que el plan de

únicamente añadir compensación serie adicional forma parte del grupo solución (es

parcialmente dominante).


figura.

X

*



X

*



Pág. 70

Figura 24. Demanda Alta. Escenario de Generación Térmico. A9

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


Cos

to M

g To

tal [

USD

/MW

h]

6.668.8112.553.5818.73

A10

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

5.869.1712.123.7818.01

A11

-

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

8.0310.0014.044.6720.51

A12

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cost

o M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

7.3910.4713.695.0219.74




VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]

VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]V

PN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]

A9

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


Cos

to M

g To

tal [

USD

/MW

h]

6.668.8112.553.5818.73

A10

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

5.869.1712.123.7818.01

A11

-

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cos

to M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

8.0310.0014.044.6720.51

A12

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


Cost

o M

g To

tal [

US

D/M

Wh]

7.3910.4713.695.0219.74




VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]

VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]V

PN

del

Pag

o de

la D

eman

da [

US

D/M

Wh]


con los futuros que combinan un escenario de demanda alta con uno de generación térmica.

En resumen, es posible observar que incrementar la compensación serie con o sin control del

tipo TCSC es la recomendada ya que se busca minimizar el VPN del Pago de Demanda y del

Costo Total.

La siguiente figura muestra unos casos representativos de la situación equivalente con

demanda baja, en la cual el plan de solo incluir compensación serie resulta como la solución

robusta, seguido por el añadido del control TCSC.


figura.

X

*



X

*



Pág. 71

Figura 25. Demanda Baja. Escenario de Generación Norte Solo. B1

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

20.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da

[US

D/M

Wh]

0.009.9210.031.0416.76

B2

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da

[US

D/M

Wh]

0.0010.3610.471.0817.52

B3

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

20.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da

[US

D/M

Wh]

0.019.9410.051.0416.80

B4

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

20.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da

[US

D/M

Wh]

0.0010.3610.471.0817.51


con los futuros que combinan un escenario de demanda baja con uno de generación norte

solo. En resumen, es posible observar que incrementar la compensación serie es la


La situación no cambia mucho si se considera como atributo el equivalente del VPN para le

pago de la demanda solo en el sur (en lugar que todo el país) como se aprecia en las

siguientes cuatro figuras. De nuevo, se busca minimizar el VPN del Pago de Demanda.


figura.

X

*



X

*



Pág. 72

Figura 26. Demanda Alta. Escenario de Generación Norte Solo. A1

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

126.4911.464.72127.127.58

A2

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00 160.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

141.0812.454.88141.727.89

A3

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

118.049.314.40118.677.19

A4

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

132.4610.084.57133.107.50





Pág. 73


-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

0.0014.8915.051.5325.13

A6

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

0.0013.7813.931.4023.26

A7

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

0.0214.9315.091.5825.19

A8

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

0.0113.9914.141.4523.59


con los futuros que combinan un escenario de demanda alta con uno de generación hidro en

la región sureste. En resumen, es posible observar que incrementar la compensación serie es

la recomendada ya que se busca minimizar el VPN del Pago de Demanda y del Costo Total.

Pág. 74


-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

6.668.8112.553.5818.73

A10

-

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

5.869.1712.123.7818.01

A11

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

8.0310.0014.044.6720.51

A12

-

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

7.3910.4713.695.0219.74



En resumen, es posible observar que incrementar la compensación serie con o sin control del

tipo TCSC es la recomendada ya que se busca minimizar el VPN del Pago de Demanda y del

Costo Total.

La siguiente figura muestra unos casos representativos de la situación equivalente con

demanda baja, en la cual el plan de solo incluir compensación serie resulta como la solución

robusta, seguido por el añadido del control TCSC.


figura.

X

*



X

*



Pág. 75


-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

0.009.9210.031.0416.76

B2

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[USD

/MW

h]

0.0010.3610.471.0817.52

B3

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

0.019.9410.051.0416.80

B4

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD/

MW

h]0.0010.3610.471.0817.51



solo. En resumen, es posible observar que incrementar la compensación serie es la


Hasta ahora, en resumen, se percibe que para los escenarios de demanda alta y desarrollo de

generación en el norte (que requiere la mayor capacidad de transferencia norte-sur posible)

son dominados por el plan expansión en DC con compensación adicional. El resto de los

escenarios son dominados por una combinación entre el plan de sólo compensación serie a

505 MVA y el añadido del control TCSC. A continuación se muestran los escenarios medidos

en términos de los atributos de calidad, denominados HDN (Horas de Despacho No

Económico) y MFI (MWh de Flujo Interrumpido). Debido a que la metodología requiere

minimizar los atributos, las unidades que se consideran a continuación para el HDN y MFI son

horas y kWh, respectivamente.

La siguiente figura incluye los cuatro escenarios correspondientes a Norte Solo con Demanda

Alta. Para este caso el plan recomendado sería el de la nueva línea DC + compensación serie

Pág. 76

adicional. Esto coincide con el análisis de los atributos de costo y pago de demanda (nacional

y sólo sur).


figura.

Figura 30. Demanda Alta. Escenario de Generación Norte Solo.

A1

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000

MFI

HD

N

6704.063102.441292.356704.061551.75

A2

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

MFI

HDN

6604.703252.451523.796604.701829.64

A3

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000

MFI

HDN

6701.643110.291294.046701.641553.78

A4

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

MFI

HDN

6603.413255.951528.306603.411835.05




recomendada partiendo del hecho que se busca minimizar el HDN y el MFI (al ser medidos en

horas y kWh, respectivamente).


Hidro Sureste con Demanda Alta. Para este caso no hay planes robustos, y el conjunto de

X

*



X

*



Pág. 77

planes recomendados incluye las nuevas líneas en AC o DC (ambas con compensación serie

adicional) y la nueva línea en 500 kV AC con phase shifter.


figura.


-

100

200

300

400

500

600

700

0 20 40 60 80 100

MFI

HD

N

80.812.830.5880.814.55

A6

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 10 20 30 40 50 60

MFI

HDN

54.2411.6511.5054.2410.48

A7

-

100

200

300

400

500

600

0 20 40 60 80 100

MFI

HD

N

82.7210.6712.7882.7216.80

A8

-

100

200

300

400

500

600

0 10 20 30 40 50

MFI

HDN

42.765.213.6242.760.21


con los futuros que combinan un escenario de demanda alta con uno de generación hidro

sureste. En resumen, es posible observar que la 3era línea AC, la nueva línea DC

(+compensación), y la nueva línea en 500 kV son recomendadas partiendo del hecho que se

busca minimizar el HDN y el MFI (al ser medidos en horas y kWh, respectivamente).

X

*



X

*



Pág. 78


Térmico con Demanda Alta. Para este caso el plan recomendado sería el añadir la tercera

línea AC en 220 kV con compensación serie adicional.


figura.


8,500

8,550

8,600

8,650

8,700

8,750

8,800

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

MFI

HD

N

5695.524323.115402.034404.005732.21

A10

7,200

7,400

7,600

7,800

8,000

8,200

8,400

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

MFI

HDN

5496.904257.035231.594329.765530.06

A11

7,700

7,800

7,900

8,000

8,100

8,200

8,300

8,400

8,500

8,600

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

MFI

HD

N

5698.644270.755391.234350.655737.07

A12

6,900

7,000

7,100

7,200

7,300

7,400

7,500

7,600

7,700

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

MFI

HDN

5390.554160.585126.904231.785423.51



En resumen, es posible observar que la nueva línea DC (+compensación) es la recomendada

partiendo del hecho que se busca minimizar el HDN y el MFI (al ser medidos en horas y kWh,

respectivamente).

X

*



X

*



Pág. 79

Las siguientes figuras muestran la situación equivalente con demanda baja, en la cual

tampoco se percibe ningún plan robusto. Por ejemplo, la figura siguiente muestra el desarrollo

de generación solo en el norte de Perú. El único plan que no sale favorecido en ninguna

situación es el de la nueva línea en 500 kV AC.


figura.


-

50

100

150

200

250

0 2 4 6 8 10 12

MFI

HDN

0.700.541.490.7011.41

B2

-

50

100

150

200

250

300

0 2 4 6 8 10 12 14

MFI

HD

N

2.092.260.692.0911.49

B3

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 2 4 6 8 10 12 14

MFI

HDN

1.571.160.611.5713.32

B4

-

50

100

150

200

250

300

0 5 10 15 20

MFI

HD

N

3.177.814.253.1716.80



solo. En resumen, es posible observar que la 3era línea AC, la nueva línea DC

(+compensación), y la nueva línea en 500 kV son recomendadas partiendo del hecho que se

busca minimizar el HDN y el MFI (al ser medidos en horas y kWh, respectivamente).

X

*



X

*



Pág. 80


Hidro Sureste con Demanda Baja. Para este caso no hay planes robustos, y el conjunto de

planes recomendados incluye solamente añadir compensación serie con o sin el control

TCSC.


figura.

Figura 34. Demanda Baja. Escenario de Generación Hidro Sureste. B5

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 20 40 60 80 100 120

MFI

HDN

3.0495.919.973.04106.52

B6

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 100 200 300 400 500 600 700

MFI

HD

N

54.74547.4791.5151.83603.73

B7

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 20 40 60 80 100 120 140 160

MFI

HDN

0.09122.119.030.39136.06

B8

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 100 200 300 400 500 600 700

MFI

HD

N

55.81536.3891.6753.11591.25


con los futuros que combinan un escenario de demanda baja con uno de generación hidro

sureste. En resumen, es posible observar que el incremento de la compensación serie con o

sin TCSC son recomendadas partiendo del hecho que se busca minimizar el HDN y el MFI (al

ser medidos en horas y kWh, respectivamente).

X

*



X

*



Pág. 81


Térmico con Demanda Baja. Para este caso no hay planes robustos, y el conjunto de planes

recomendados incluye añadir la línea en 500 kV AC con phase shifter o la tercera línea AC en

220 kV con compensación serie adicional.


figura.

Figura 35. Demanda Baja. Escenario de Generación Térmico. B9

-

50

100

150

200

250

0 1 2 3 4 5

MFI

HDN

0.344.460.230.340.12

B10

-

10

20

30

40

50

60

0 1 2 3 4 5 6

MFI

HD

N

5.055.112.235.050.92

B11

-

50

100

150

200

250

0 2 4 6 8 10 12

MFI

HDN

2.8410.031.502.840.01

B12

-

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

MFI

HD

N

0.490.190.600.490.73


con los futuros que combinan un escenario de demanda baja con uno de generación térmica.

En resumen, es posible observar que la 3era línea AC, y la nueva línea en 500 kV son

recomendadas partiendo del hecho que se busca minimizar el HDN y el MFI (al ser medidos

en horas y kWh, respectivamente).

X

*



X

*



Pág. 82

La siguiente tabla muestra un resumen de los planes que dominan (ya sea de manera robusta

o no) según los distintos atributos para los diferentes escenarios de demanda y generación

considerados. El color azul oscuro representa un plan que es robusto bajo esas condiciones,

mientras que el color azul claro representa los planes que dominan, aunque parcialmente. Es

de hacer notar que este análisis no muestra todavía cuán lejos o no de la solución están los

planes que no dominan, por lo que esta tabla no dice toda la historia. Esto se mostrará en la

siguiente sección de estrategias para mitigar los riesgos identificados.

Tabla 25. Resumen de los Planes que Dominan (ya sea de manera robusta o no) Según los

Distintos Atributos para los Diferentes Escenarios de Demanda y Generación Considerados.

Pág. 83

Atr

ibut

os

Esce

nario

de

Dem

anda

Des

arro

llo d

e G

ener

ació

n

Plan

Incr

emen

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Ser

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3ra

Nue

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AC

220

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Com

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C

Nue

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Líne

as A

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00 K

V +

Pha

se S

hifte

r

Norte Solo

Hidro Sureste

Térmico

Norte Solo

Hidro Sureste

Térmico

Norte Solo

Hidro Sureste

Térmico

Norte Solo

Hidro Sureste

Térmico

Norte Solo

Hidro Sureste

Térmico

Norte Solo

Hidro Sureste

Térmico

VPN

del

Cos

to T

otal

vs.

VP

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el P

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N d

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del

Pag

o de

la D

eman

da S

urH

DN

vs.

MFI

Demanda Alta

Demanda Baja

Demanda Alta

Demanda Baja

Demanda Alta

Demanda Baja

Pág. 84

De la tabla anterior es posible determinar, por ejemplo, que la nueva línea DC es la solución

robusta (color azul oscuro) para el escenario de demanda alta y generación en norte solo,

cuando se evalúa en términos del VPN del pago de la demanda total y el costo total. De igual

forma, sólo incrementar la compensación serie, con o sin el TCSC resultan ser las soluciones

parcialmente robustas (color azul claro) para el escenario de demanda alta y generación

térmica, cuando se evalúa en términos del VPN del pago de la demanda total y el costo total.

Finalmente, la siguiente tabla muestra los resultados para los escenarios en término de Tasa

Interna de Retorno (TIR), Periodo de Repago y Valor Presente Neto. Es de hacer notar que el

VPN incluido en la tabla es diferente al mostrado en las figuras anteriores ya que el de la tabla

siguiente se ha estructurado incluyendo beneficios de ahorro (o gasto) en operación y

mantenimiento, despacho, pérdidas y energía no servida en relación con el plan de solo incluir

compensación serie (con una tasa de descuento del 12%). El VPN – como se explicó

anteriormente - de las figuras es un equivalente anualizado. Por ejemplo, el VPN de la 3era

línea AC para el futuro A1 es 1,523, el TIR es 97%, y el período de pago es 1 año). El Anexo L

muestra todo el detalle de los cálculos.

De la tabla siguiente es posible observar que una serie de planes no recuperan los costos, por

lo que no tienen ni TIR ni periodo de repago (al menos no para el periodo de 20 años

seleccionado10). Por este motivo proponemos seguir realizando todos los análisis de decisión

en base al equivalente del VPN, que consiste en una anualización de los valores.

La siguiente sección muestra las estrategias para mitigar los riesgos identificados en esta

sección, a la vez que resume dichos riesgos en varias tablas.

Tabla 26. Resultados para los Escenarios en Término de Tasa Interna de Retorno (TIR),

Periodo de Repago y Valor Presente Neto.

10 Entendemos que la vida útil empleada en Perú es de 30 años. El modelo a 20 años considera un factor a futuro equivalente de flujo de caja indefinido.

Pág. 85

Plan

3ra

Nuev

a Lí

nea

AC

220

kV +

Com

pens

ació

nA1

A2A3

A4A5

A6A7

A8A9

A10

A11

A12

M1

M2

M3

B1B2

B3B4

B5B6

B7B8

B9B1

0B1

1B1

2

VPN

1,52

31,

666

1,38

41,

529

(164

)(1

64)

(163

)(1

64)

(20)

(42)

(21)

(40)

(114

)(1

53)

(123

)(1

30)

(130

)(1

30)

(130

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46)

(152

)(1

45)

(148

)(1

90)

(190

)(1

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(190

)TI

R97

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8%#N

UM

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riodo

de

Pago

11

13

1718

1718

Plan

: Inc

rem

enta

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com

pens

ació

n se

rie1

23

45

67

89

1011

1213

1415

1617

1819

2021

2223

2425

2627

VPN

00

00

00

00

00

00

00

00

00

00

00

00

00

0TI

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UM

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UM

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UM

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UM

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UM

!#N

UM

!Pe

riodo

de

Pago

Nuev

a Lí

nea

DC +

Com

pens

ació

n1

23

45

67

89

1011

1213

1415

1617

1819

2021

2223

2425

2627

VPN

1,71

51,

876

1,51

21,

670

(172

)(1

72)

(172

)(1

72)

(85)

(91)

(86)

(90)

(121

)(1

62)

(142

)(1

39)

(138

)(1

38)

(138

)(1

54)

(155

)(1

54)

(155

)(1

92)

(192

)(1

92)

(192

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R10

3%11

0%95

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2%#D

IV/0

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2%2%

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IV/0

!Pe

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de

Pago

11

11

Com

pens

ació

n Se

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nal c

on C

ontro

l TC

SC1

23

45

67

89

1011

1213

1415

1617

1819

2021

2223

2425

2627

VPN

(17)

(17)

(17)

(17)

(17)

(17)

(17)

(17)

5433

5334

(17)

(17)

2(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)(1

7)TI

R#D

IV/0

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IV/0

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IV/0

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IV/0

!Pe

riodo

de

Pago

33

33

23

23

7

Nuev

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ínea

s AC

500

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Pha

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23

45

67

89

1011

1213

1415

1617

1819

2021

2223

2425

2627

VPN

1,65

71,

818

1,45

61,

614

(186

)(1

86)

(185

)(1

85)

(253

)(2

53)

(253

)(2

53)

(244

)(2

32)

(315

)(3

35)

(335

)(3

35)

(335

)(2

83)

(290

)(2

82)

(286

)(3

77)

(377

)(3

77)

(377

)TI

R73

%77

%67

%71

%#N

UM

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UM

!#N

UM

!#N

UM

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IV/0

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IV/0

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IV/0

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IV/0

!#D

IV/0

!Pe

riodo

de

Pago

11

11

Futu

ro

Pág. 86

10. Estrategias para Mitigar los Riesgos Identificados Ahora bien, el análisis de riesgo mostrado en la sección anterior muestra claramente que no

existe una solución o plan robusto para todos los futuros. Es decir, existe riesgo de que al

decidirse por algún plan, pueda materializarse un futuro que produzca arrepentimiento, ya que

no era el plan óptimo para ese futuro. En ese caso es necesario analizar estrategias de

mitigación de riesgo que busquen minimizar el arrepentimiento esperado ante una

desfavorable materialización de futuros. En este Estudio proponemos seguir el proceso

conocido como “Minimax”, el cual consiste en resumen en determinar los mayores niveles de

arrepentimiento para cada plan y seleccionar aquel plan cuyo máximo arrepentimiento sea

menor.

Comenzando con el VPN del Costo Total [en USD/MWh], la siguiente figura muestra los

máximos niveles de arrepentimiento para cada uno de los planes. Allí es posible observar que

los menores niveles de máximo arrepentimiento se encuentran en los planes de la 3ra línea

AC en 220 kV y en la línea DC, ambos planes con compensación adicional. Ambos planes

están en un virtual empate que dificulta la toma de la decisión por sí sola.

Pág. 87

Figura 36. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. VPN del Costo Total [USD/MWh].

-

20

40

60

80

100

120

140

160

Plan: Incrementar lacompensación serie

3ra Nueva Línea AC220 kV +

Compensación

Nueva Línea DC +Compensación

Compensación SerieAdicional con Control

TCSC

Nuevas Líneas AC 500KV + Phase Shifter

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]

El mayor nivel de arrepentimiento para los planes de incrementar la compensación serie con y

sin TCSC (las columnas No. 1 y 4 de izquierda a derecha en la figura anterior) proviene de los

futuros con demanda alta (futuros de A1 hasta A12), tal como se puede observar en la figura

siguiente.

Pág. 88

Figura 37. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Desagregación en Escenarios de Demanda. VPN del Costo Total [USD/MWh].

-

20

40

60

80

100

120

140

160

Plan: Incrementarla compensación

serie

3ra Nueva LíneaAC 220 kV +

Compensación


CompensaciónSerie Adicional con

Control TCSC

Nuevas Líneas AC500 KV + Phase

Shifter

VPN

del

Cos

to T

otal

{USD

/MW

h]

"Demanda Alta""Demanda Media""Demanda Baja"

La siguiente figura muestra los máximos niveles de arrepentimiento para cada uno de los

planes, medidos a través del VPN del Pago de la Demanda Total [en USD/MWh]. Allí es

posible observar que el menor nivel de máximo arrepentimiento se encuentra en el plan de la

línea DC con compensación adicional, seguido por la nueva línea AC en 500 kV + phase

shifter. Si se considerase esta figura como un desempate de los resultados ya vistos

anteriormente, el plan de la línea DC con compensación adicional parecería ser el plan a

recomendar.

Pág. 89

Figura 38. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. VPN del Pago de la Demanda Total [USD/MWh].

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400



Compensación



TCSC


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]

De nuevo, el mayor nivel de arrepentimiento para los planes de incrementar la compensación

serie con y sin TCSC (las columnas No. 1 y 4 de izquierda a derecha en la figura anterior)

proviene de los futuros con demanda alta (futuros de A1 hasta A12), tal como se puede

observar en la figura siguiente.

Pág. 90

Figura 39. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Desagregación en Escenarios de Demanda. VPN del Pago de la Demanda Total [USD/MWh].

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400


serie


Compensación


CompensaciónSerie Adicional

con Control TCSC


Shifter

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]

"Demanda Alta""Demanda Media""Demanda Baja"


planes, medidos a través del VPN del Pago de la Demanda del Sur [en USD/MWh]. Allí es


línea DC con compensación adicional, aunque marginalmente mejor que la nueva línea AC en

500 kV + phase shifter. Llama la atención el alto nivel de arrepentimiento alcanzado por la

tercera línea en AC @220 kV + compensación adicional, relativo frente a los planes con menor

arrepentimiento.

Pág. 91

Figura 40. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. VPN del Pago de la Demanda del Sur [USD/MWh].

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400



Compensación



Control TCSC


Shifter

VPN

del

Pag

o To

tal d

el S

ur [U

SD/M

Wh]





Pág. 92

Figura 41. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Desagregación en Escenarios de Demanda. VPN del Pago de la Demanda del Sur [USD/MWh].

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400P

lan:

Incr

emen

tar l

aco

mpe

nsac

ión

serie

3ra

Nue

vaLí

nea

AC

220

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Com

pens

ació

n

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va L

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DC

+C

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nsac

ión

Com

pens

ació

nS

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n C

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lTC

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vas

Líne

asA

C 5

00 K

V +

Pha

se S

hifte

rVPN

del

Pag

o de

la D

eman

da d

el S

ur

[USD

/MW

h

"Demanda Alta""Demanda Baja""Demanda Media"


planes, medidos a través de las Horas de Despacho No Económico (HDN). Allí es posible

observar que el menor nivel de máximo arrepentimiento se encuentra en el plan de la línea DC

con compensación adicional. Nota: Es importante destacar que el atributo representado es en

horas dado que debe ser minimizado según la metodología TO/R.

Pág. 93

Figura 42. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Horas de Despacho No Económico (HDN – en Horas).

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000


serie


Compensación



Control TCSC


Shifter

HD

N

Ahora el mayor nivel de arrepentimiento para los planes de incrementar la compensación serie

con y sin TCSC (las columnas No. 1 y 4 de izquierda a derecha en la figura anterior) proviene

no sólo de los futuros con demanda alta (futuros de A1 hasta A12), tal como se puede

observar en la figura siguiente, sino también de los futuros con demanda media (futuros de M1

hasta M3).

Pág. 94

Figura 43. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Desagregación en Escenarios de Demanda. Horas de Despacho No Económico (HDN – en Horas).

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000P

lan:

Incr

emen

tar l

aco

mpe

nsac

ión

serie

3ra

Nue

vaLí

nea

AC

220

kV +

Com

pens

ació

n

Nue

va L

ínea

DC

+C

ompe

nsac

ión

Com

pens

ació

nS

erie

Adi

cion

alco

n C

ontro

lTC

SC

Nue

vas

Líne

asA

C 5

00 K

V +

Pha

se S

hifte

r

HD

N



planes, medidos a través de los MWh de Flujo Interrumpidos (MFI). Allí es posible observar

que el menor nivel de máximo arrepentimiento se encuentra en el plan de la línea DC con

compensación adicional.

Pág. 95

Figura 44. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. MWh de Flujo Interrumpidos (MFI – en kWh).

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000


serie


Compensación



con Control TCSC


Shifter

MFI





Pág. 96

Figura 45. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Desagregación en Escenarios de Demanda. MWh de Flujo Interrumpidos (MFI – en kWh).

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000P

lan:

Incr

emen

tar l

aco

mpe

nsac

ión

serie

3ra

Nue

vaLí

nea

AC

220

kV +

Com

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ació

n

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ínea

DC

+C

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nsac

ión

Com

pens

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nS

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Adi

cion

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n C

ontro

lTC

SC

Nue

vas

Líne

asA

C 5

00 K

V +

Pha

se S

hifte

r

MFI


En resumen, considerando todos los futuros es posible establecer un ranking de

arrepentimiento para los planes en función del atributo como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 27. Ranking de Arrepentimiento de los Planes para todos los Futuros y todos los

Atributos.

Atributo

Ranking de Arrepentimiento

Plan: Incrementar la compensación serie 4 4 4 4 43ra Nueva Línea AC 220 kV + Compensación 1 3 3 3 3Nueva Línea DC + Compensación 1 1 1 1 1Compensación Serie Adicional con Control TCSC 4 4 4 4 4Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter 3 2 2 2 2

MFI

VPN

de

Cos

toTo

tal [

USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Tot

al

[USD

/MW

h]

HD

N

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Sur

[U

SD/M

Wh]

Pág. 97

De la tabla anterior es posible observar que el plan de la línea DC es el preferido (que

representa el menor arrepentimiento) para todos los futuros. Sin embargo, si construimos la

misma tabla incluyendo únicamente aquellos futuros con demanda baja, el panorama luce

como sigue.

Tabla 28. Ranking de Arrepentimiento de los Planes para Futuros con Demanda Baja y todos

los Atributos.

Atributo



VPN

de

Cos

toTo

tal [

USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Tot

al

[USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Sur

[U

SD/M

Wh]

HD

N

MFI

De la tabla anterior es posible observar que los planes de incrementar la compensación serie

(con y sin el control TCSC) son preferidos desde la perspectiva económica, mientras que la

3era línea AC en 220 kV sería preferido desde la perspectiva de los atributos de calidad de

servicio. De nuevo, se refuerza la idea de diseñar una estrategia de mitigación de riesgo

basada en esperar y monitorear el crecimiento de la demanda en el país para los próximos

años. De esta manera podría incrementarse significativamente las posibilidades de minimizar

el arrepentimiento asociado con la decisión de reforzamiento de la interconexión Centro-Sur en

el Perú.

Ahora bien, este estudio no puede estar completo sin el análisis de “stage-back” de la

transmisión. Es decir, los planes de transmisión se estudiarán hacia atrás en el tiempo para

determinar cual es el año recomendado en el que debe entrar en operación cada instalación.

Este análisis puede resultar en estrategias que conlleven a planes diferentes, o no. Por

ejemplo, dado que el mayor nivel de arrepentimiento para los planes de incrementar la

compensación serie con y sin TCSC (las columnas No. 1 y 4 de izquierda a derecha en la

figura anterior) proviene de los futuros con demanda alta (futuros de A1 hasta A12) pero que

dichos planes son prácticamente robustos para los escenarios con demanda baja (futuros de

B1 hasta B12) una estrategia de mitigación de riesgo podría ser ir monitoreando anualmente si

Pág. 98

el crecimiento de la demanda en el Perú se parece mas a la proyección alta o baja, ya que si

se parece a la baja, simplemente con instalar compensación serie adicional (con o sin el

control TCSC) podría resolver el tema de la capacidad de transferencia entre el norte y el sur

del país a mínimo costo.

En todo caso, a continuación se presenta el estudio de “stage-back”, relevante para la

estrategia de mitigación de riesgo.

Determinación de Entrada Oportuna de Planes en el Tiempo (“Stage-Back”)

Ya se ha visto anteriormente que para todos los futuros que involucran demanda baja (o

demanda alta con desarrollo de generación hidro en el sureste del país) el plan de solo añadir

compensación serie (es decir, incrementar la capacidad de los capacitores a 505 MVA) es el

recomendado desde el 2010. De esta manera el análisis de entrada oportuna de planes en el

tiempo (“stage-back”) para esos escenarios es similar y consiste en incrementar dicha

capacidad. Esta sub-sección se dedica entonces a realizar dicho análisis para la condición de

demanda alta y desarrollo de generación en el norte del país, el cual representa la situación

extrema opuesta (recordar la metodología de desconocido pero acotado) a la que ya

conocemos de demanda baja.

Análisis de Escenarios

Se persigue un proceso similar al mostrado hasta el momento en este informe, solo que ahora

el énfasis es en años intermedios (2010, 2012 y 2014). Primero se definen los futuros

asociados y se determinan los atributos para diferentes niveles de límites en el enlace centro-

sur (desde valores pequeños como – por ejemplo – 260 MW hasta simulaciones sin límite de

transferencia), con el objetivo final de usar esa información para cada nudo en la estimación

del valor del atributo específico a cada escenario. La siguiente tabla muestra la definición de

los tres futuros para las corridas de PERSEO. Los mismos representan cada futuro extremo de

demanda para cada año intermedio.

Pág. 99

Tabla 29. Resultados Corridas de PERSEO. Definición de los Escenarios.

Resultados Corridas de PerseoDefinición de los Escenarios

Año 2010 2012 2014

Oferta-DemandaNorte Solo

MAANorte Solo

MAANorte Solo

MAARacionamiento 1000 1000 1000Combustible Alto Alto BajoHidrología Seca Seca Seca

260 260 260360 360 360450 450 450500 500 500800 800 800

Sin Limite Sin Limite Sin Limite2010 - 260 2012 - 260 2014 - 2602010 - 360 2012 - 360 2014 - 3602010 - 450 2012 - 450 2014 - 4502010 - 500 2012 - 500 2014 - 5002010 - 800 2012 - 800 2014 - 8002010 - INF 2012 - INF 2014 - INF

Lim

ite d

e la

In

terfa

ce (M

W)

Nud

os A

soci

ados

De igual forma, la siguiente tabla muestra el escenario de demanda alta seleccionado para

cada escenario de año intermedio (es decir, 2010, 2012 y 2014), destacando la dirección del

flujo de energía (por ejemplo, de norte a sur o “N-S”, y de sur a norte o “S-N”).

Tabla 30. Escenario de Demanda Alta.

DemandaMW 496Dirección N-SMW 650Dirección N-SMW 859Dirección N-S

2010

2012

2014

La tabla de abajo muestra los resultados de las corridas de PERSEO (en forma resumida)

para los tres futuros definidos anteriormente. Para cada futuro se incluyen el límite por el

enlace (entre 260 y 900 MW), el flujo máximo y dirección resultante, La energía transmitida, el

costo del despacho (y su variación respecto a los escenarios equivalentes sin restricción de

flujo), y la energía no servida. Estos valores, así como otros calculados como pago de la

demanda (total nacional y sólo región sur), horas de despacho no económico (HDN) y MWh de

flujo interrumpido (MFI), son obtenidos así para diferentes rangos de límites por el enlace, lo

cual facilitará la estimación de los valores para los distintos planes considerados y sus límites

Pág. 100

correspondientes. La figura que sigue a la tabla de abajo ilustra este concepto para la variación

del costo del despacho para los diferentes futuros considerados.

Tabla 31. Resultados de las Corridas de PERSEO (en forma resumida).

2010 2012 2014260 260 260360 360 360450 450 450500 500 500800 800 800900 900 900

260 260 260360 360 360450 451 450491 500 500496 650 800496 650 859

Dirección N-S N-S N-S

2,279 2,279 2,2792,910 3,156 3,1563,133 3,850 3,9453,157 4,043 4,3833,158 4,236 5,8173,157 4,236 5,818

341 561 1251325 496 806322 478 645322 475 615322 473 581322 473 582

18.94 88.12 669.833.22 22.88 224.92-0.06 4.90 63.01-0.01 1.75 33.460.08 0.03 -0.090.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.000.00 0.00 0.000.00 0.00 0.000.00 0.00 0.000.00 0.00 0.000.00 0.00 0.00

∆ C

osto

del

de

spac

ho

MM

US$

Fluj

o M

axim

o A

ctua

l (M

W)

Cos

to d

el

desp

acho

M

MU

S$Li

mite

MW

Ener

gia

Tran

smiti

da

(GW

h)

Ener

gía

No

Serv

ida

(GW

H a

ño)

Pág. 101

Figura 46. Delta Costo Despacho vs. Límite MW. Años Considerados: 2010, 2012 y 2014.

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000

Limite MW

Del

ta C

osto

Des

pach

o M

MU

S$

201020122014


400 MW de límite de transferencia. Conociendo los valores para 350 y 450 MW, se puede

extrapolar el límite de 400 MW para aproximadamente 0 a 150 (variación del costo de

despacho), dependiendo del año (2010, 2012 o 2014). Similarmente, las siguientes figuras

muestran las curvas utilizadas para otras variables.

La figura anterior es muy importante, ya que permite observar que la variación estimada del

costo del despacho entre el 2010 y el 2012 es muy poca, asumiendo un límite de transferencia

por el enlace centro-sur de 505 MVA. La diferencia para el 2014 sigue siendo muy poca (unos

20 MMUSD) por lo que no pareciera justificarse la entrada del TCSC entre estos años. Lo que

sí pareciera importante es monitorear la demanda para empezar a planificar la entrada del DC

(estimada para el 2017 en el futuro de demanda alta) unos 3 años antes, alrededor del 2014.

Las siguientes figuras ilustran este concepto para la variación del pago de la demanda (tanto el

total nacional como la región sur solamente) el HDN y el MFI para los diferentes grupos

considerados.

Pág. 102

Figura 47. Delta Pago Demanda Total vs. Límite MW. Años Considerados: 2010, 2012 y 2014.

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Tot

al M

MU

S$

2010

2012

2014






Figura 48. Delta Pago Demanda Sur vs. Límite MW. Años Considerados: 2010, 2012 y 2014.

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Limite MW

Del

ta P

ago

Dem

anda

Sur

MM

US$

2010

2012

2014




Pág. 103



Las dos figuras que siguen muestran los criterios de HDN y MFI en horas y kWh,

respectivamente. Dado que ya se mostró en un par de secciones atrás los valores en

horas/MUS$ y kWh.US$, respectivamente, el resto del análisis se muestra con relevancia

principal en caso de tener que desempatar planes en función de otros atributos. Por esta razón

los criterios HDN y MFI se muestran en dichas unidades.

Figura 49. HDN vs. Límite MW. Años Considerados: 2010, 2012 y 2014.

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000

Limite MW

Hor

as D

espa

cho

No

Econ

omic

o

201020122014

Pág. 104

Figura 50. MFI vs. Límite MW. Años Considerados: 2010, 2012 y 2014.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000

Limite MW

MW

h Fl

ujo

Inte

rrum

pido

201020122014

Partiendo de los resultados de las corridas de PERSEO, y utilizando el modelo desarrollado

para este Estudio es posible calcular los atributos, cuyos resultados se muestran en la

siguiente tabla.

Pág. 105

Tabla 32. Atributos y Criterios Obtenidos del proceso “Stage-Back”.

Plan: Incrementar la compensación serie y No Macc

2010

2012

2014

VPN del Costo Total [USD/MWh] 0 1 7

VPN del Pago de la Demanda Total [USD/MWh] 0 4 121

VPN del Pago de la Demanda Sur [USD/MWh] 1 17 143

HDE [horas] 920 4,356 8,621

MFI [kWh] 69 497 3,029

3ra Nueva Línea AC 220 kV + Compensación




HDN [horas/MUS$] 5 18 32

MFI [kWh/US$] 0 2 12

Nueva Línea DC + Compensación






Compensación Serie Adicional con Control TCSC + No Machupicchu - Tintaya - Pu





MFI [kWh/US$] 0 0 0

Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shifter






Las siguientes dos figuras muestran en los ejes un equivalente al Valor Presente Neto11

(“VPN”) del Costo Total (que incluye costo de capital, de O&M, de despacho, de pérdidas y de

la energía no servida) y un equivalente al VPN del Pago de la Demanda (es decir, el costo 11 El equivalente del Valor Presente Neto que presentamos en las gráficas de esta y las próximas secciones (a menos que se indique lo contrario) se corresponden con el valor anualizado de los costos y/o pagos.

Pág. 106

marginal), todo en USD/MWh (la energía que fluye por el enlace). Las figuras muestran los

escenarios considerados, destacando los años intermedios (2010, 2012 y 2014). Allí se puede

observar que el plan de solo añadir compensación serie domina los años 2010 y 2012,

mientras que para el año 2014 domina la nueva línea en DC.

Figura 51. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Todos los Años Intermedios.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

- 2 4 6 8 10 12 14 16


VPN

del P

ago

de la

Dem

anda

[USD

/MW

h]

Plan: Incrementar la compensación serie y No Macchupichu - Tintaya - Puno Line



Compensación Serie Adicional con Control TCSC + No Machupicchu - Tintaya - Puno Line

Nuevas Líneas AC 500 KV + Phase Shif ter

2010

2012

2014

Pág. 107

Figura 52. VPN del Pago de la Demanda vs.VPN del Costo Total. Años 2010, 2012 y 2014. 2010

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]

0.028.448.540.8714.23

2012

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD/M

Wh]

0.746.476.351.4410.60

2014

-

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

[U

SD

/MW

h]

7.476.504.618.107.71

Las siguientes dos figuras muestran el VPN del Pago de la Demanda del Sur del País vs. El

VPN del Costo Total, todo en USD/MWh. Las figuras muestran los escenarios considerados,

destacando los años intermedios (2010, 2012 y 2014). Allí se puede observar que el plan de

solo añadir compensación serie domina totalmente el año 2010 y parcialmente el año 2012

(junto con la nueva línea DC), mientras que para el año 2014 pareciera haber un dominio total

de la nueva línea en DC.

Pág. 108

Figura 53. Costo Total vs. Pago de la Demanda (VPN, en USD/MWh). Todos los Años Intermedios.

-

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16


VPN

del P

ago

de la

De

man

da S

ur [U

SD/M

Wh]






2010

2012

2014

Figura 54. VPN del Pago de la Demanda Sur vs.VPN del Costo Total. Años 2010, 2012 y 2014. 2010

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

0.028.448.540.8714.23

2012

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00


VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

[U

SD

/MW

h]

0.746.476.351.4410.60

2014

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00


VP

N de

l Pag

o de

la D

eman

da S

ur

[US

D/M

Wh]

7.476.504.618.107.71

Pág. 109

Las siguientes dos figuras muestran las Horas de Despacho No Económico (HDN) vs. Los

MWh de Flujo Interrumpido (MFI). La figura muestra los escenarios considerados, destacando

los años intermedios (2010, 2012 y 2014). Allí se puede observar que el plan de la nueva línea

en AC en 500 kV domina todos los años, 2010, 2012 y 2014.

Figura 55. HDN vs. MFI. Todos los Años Intermedios.

-1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

MFI

HD

NE






2010

2012

2014

Pág. 110

Figura 56. HDN vs.MFI. Años 2010, 2012 y 2014.

2010

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80

MFI

HD

N

68.716.259.3968.713.40

2010

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

0 100 200 300 400 500 600

MFI

HDN

497.1094.872.26497.100.82

2010

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500

MFI

HD

N

3028.96818.009.073028.963.28

La siguiente tabla muestra un resumen de los planes que dominan (ya sea de manera robusta

o no) según los distintos atributos para los diferentes escenarios y años intermedios

considerados. El color azul oscuro representa un plan que es robusto bajo esas condiciones,

mientras que el color azul claro representa los planes que dominan, aunque parcialmente. Es

de hacer notar que este análisis no muestra todavía cuán lejos o no de la solución están los

planes que no dominan, por lo que esta tabla no dice toda la historia. Esto se mostrará en la

siguiente sub-sección de estrategias para mitigar los riesgos identificados.

Tabla 33. Resumen de los Planes que Dominan (ya sea de manera robusta o no) Según los

Distintos Atributos para los Diferentes Escenarios y Años Intermedios Considerados.

Pág. 111

Atr

ibut

os

Año

Inte

rmed

io

Plan

Incr

emen

tar l

a C

ompe

nsac

ión

Serie

3ra

Nue

va L

ínea

AC

220

kV

+ C

ompe

nsac

ión

Nue

va L

ínea

DC

+ C

ompe

nsac

ión

Com

pens

ació

n S

erie

Adi

cion

al c

on C

ontro

l TC

SC

Nue

vas

Líne

as A

C 5

00 K

V +

Pha

se S

hifte

r

2010

2012

2014

2010

2012

2014

2010

2012

2014

HD

N v

s. M

FIV

PN d

el C

osto

Tot

al v

s.VP

N d

el P

ago

de la

Dem

anda

Sur

VPN

del

Cos

to T

otal

vs.

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da

Tota

l

Pág. 112

Ahora bien, el análisis de riesgo mostrado en la sub-sección anterior muestra claramente que

no existe una solución o plan robusto para todos los años intermedios. Es decir, es necesario

analizar estrategias de mitigación de riesgo que busquen minimizar el arrepentimiento

esperado ante una desfavorable materialización de futuros durante los años intermedios. A

continuación mostramos de nuevo el proceso conocido como “Minimax”, el cual consiste en

resumen en determinar los mayores niveles de arrepentimiento para cada plan y seleccionar

aquel plan cuyo máximo arrepentimiento sea menor.

Comenzando con el VPN del Costo Total [en USD/MWh], la siguiente figura muestra los

máximos niveles de arrepentimiento para cada uno de los planes (el Anexo M incluye las hojas

de cálculo utilizadas para este fin). Allí es posible observar que el menor nivel de máximo

arrepentimiento se encuentra en el plan de incrementar la compensación adicional sin control

TCSC.

Figura 57. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento para Años Intermedios. VPN del Costo Total [USD/MWh].

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

Plan: Incrementar lacompensación serie y

No Macchupichu -Tintaya - Puno Line


Compensación



TCSC + NoMachupicchu - Tintaya

- Puno Line


VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]

Pág. 113

De la siguiente figura puede observarse que el plan de incrementar la compensación serie sin

TCSC es robusto para los años 2010 y 2012. De esta manera puede empezar a diseñarse una

estrategia basada en este plan hasta el 2012. Para el año 2014 habría que monitorear si se

mantiene este plan o si se empieza a planificar el diseño y construcción de la línea DC. Esto

evidentemente estaría íntimamente atado al crecimiento de la demanda real a la fecha así

como del desarrollo de la generación en el país.

Figura 58. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento para los Años Intermedios. Desagregación en cada Año. VPN del Costo Total [USD/MWh].

02

468

1012

1416

Plan:Incrementar lacompensación

serie y NoMacchupichu -Tintaya - Puno

Line

3ra NuevaLínea AC 220

kV +Compensación

Nueva LíneaDC +

Compensación


con ControlTCSC + No

Machupicchu -Tintaya - Puno

Line

Nuevas LíneasAC 500 KV +Phase Shifter

VPN

del

Cos

to T

otal

[USD

/MW

h]

2010 2012 2014


planes, medidos a través del VPN del Pago de la Demanda Total [en USD/MWh]. Allí es


nueva línea DC + compensación, el cual resulta robusto hasta el 2014.

Pág. 114

Figura 59. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento para Años Intermedios. VPN del Pago de la Demanda Total [USD/MWh].

-

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Plan: Incrementar lacompensación serie y

No Macchupichu -Tintaya - Puno Line


Compensación



TCSC + NoMachupicchu - Tintaya

- Puno Line


VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da T

otal

[USD

/MW

h]

Similarmente, la siguiente figura muestra los máximos niveles de arrepentimiento para cada

uno de los planes, medidos a través del VPN del Pago de la Demanda Sur [en USD/MWh]. Allí

es posible observar de nuevo que el menor nivel de máximo arrepentimiento se encuentra en

el plan de la nueva línea DC + compensación, el cual resulta robusto hasta el 2014.

Pág. 115

Figura 60. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento para Años Intermedios. VPN del Pago de la Demanda del Sur [USD/MWh].

-

50

100

150

200

250

Pla

n:In

crem

enta

r la

com

pens

ació

nse

rie y

No

Mac

chup

ichu

-

Nue

va L

ínea

DC

+C

ompe

nsac

ión

Nue

vas

Líne

asA

C 5

00 K

V +

Phas

e Sh

ifter

VPN

del

Pag

o de

la D

eman

da S

ur [U

SD/M

Wh]


planes, medidos a través de las Horas de Despacho No Económico (HDN) para los años

intermedios. Allí es posible observar que el menor nivel de máximo arrepentimiento se

encuentra en el plan de la línea AC en 500 kV, seguido muy de cerca por la nueva línea DC

con compensación adicional.

Pág. 116

Figura 61. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. Horas de Despacho No Económico (HDN).

-1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

10,000P

lan:

Incr

emen

tar l

aco

mpe

nsac

ión

serie

y N

oM

acch

upic

hu -

Nue

va L

ínea

DC

+C

ompe

nsac

ión

Nue

vas

Líne

asA

C 5

00 K

V +

Pha

se S

hifte

r

HD

N

Dado que la estabilidad de tensión puede estar limitando la transferencia por el enlace para

algunos planes (y que esto podría solucionarse con una inversión relativamente pequeña

como un banco de capacitores adicional), el Anexo N muestra que el aumento del límite por el

enlace en aquellos casos en los que la estabilidad de tensión sea la limitante no influye

significativamente en los resultados mostrados en este estudio.

El Anexo O muestra los resultados obtenidos para cada plan en función de los criterios del

Estudio Anterior (realizado por Siemens PTI y Quantum), conocidos como HDN y MFI.


planes, medidos a través de las Horas de Despacho No Económico (HDN) para los años

intermedios. Allí es posible observar que el menor nivel de máximo arrepentimiento se

encuentra en el plan de la línea AC en 500 kV, seguido muy de cerca por la nueva línea DC

con compensación adicional.

Pág. 117

Figura 62. Análisis Minimax. Niveles de Mayor Arrepentimiento. MWh de Flujo Interrumpidos (MFI).

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500P

lan:

Incr

emen

tar l

aco

mpe

nsac

ión

serie

y N

oM

acch

upic

hu -

Nue

va L

ínea

DC

+C

ompe

nsac

ión

Nue

vas

Líne

asA

C 5

00 K

V +

Phas

e Sh

ifter

MFI

En resumen, considerando todos los futuros es posible establecer un ranking de

arrepentimiento para los planes en función del atributo como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 34. Ranking de Arrepentimiento de los Planes para todos los Atributos en los Años

Intermedios.

Atributo



MFI

VPN

de

Cos

toTo

tal [

USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Tot

al

[USD

/MW

h]

HD

N

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Sur

[U

SD/M

Wh]

Pág. 118

11. Resultados Considerando que la capacidad térmica de cada banco de capacitores serie en Cotaruse debe

aumentarse a 505 MVA (ver Anexo C), se recomienda que se instale la capacidad inmediata

superior disponible en el mercado. Esto permitirá durante los primeros años siguientes operar

con una mayor capacidad de transferencia en el enlace mientras se monitorea el nivel de

crecimiento de demanda en las distintas regiones del país así como el desarrollo del parque

generador en términos de tecnología y ubicación. Si el crecimiento de la demanda tiende a ser

alto y el desarrollo de la generación no es en el sur del país, entonces se recomienda

comenzar los preparativos para la instalación de la nueva línea en DC, como se ha ido

concluyendo de los resultados mostrados en este documento, y los resultados que se resumen

en esta sección.

Esta sección resume los análisis y resultados mostrados para este estudio. De la tabla

siguiente es posible observar que el plan de la línea DC es el preferido (que representa el

menor arrepentimiento) para todos los futuros para el año horizonte (2017).

Tabla 35. Ranking de Arrepentimiento de los Planes para todos los Futuros y todos los

Atributos.

Atributo



MFI

VPN

de

Cos

toTo

tal [

USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Tot

al

[USD

/MW

h]

HD

N

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Sur

[U

SD/M

Wh]

Sin embargo, si construimos la misma tabla incluyendo únicamente aquellos futuros con

demanda baja, el panorama luce como sigue. De la tabla siguiente es posible observar que los

planes de incrementar la compensación serie (con y sin el control TCSC) son preferidos desde

la perspectiva económica, mientras que la 3era línea AC en 220 kV sería preferido desde la

perspectiva de los atributos de calidad de servicio.

Pág. 119

Tabla 36. Ranking de Arrepentimiento de los Planes para Futuros con Demanda Baja y todos

los Atributos.

Atributo



VPN

de

Cos

toTo

tal [

USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Tot

al

[USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Sur

[U

SD/M

Wh]

HD

N

MFI

De nuevo, se refuerza la idea de diseñar una estrategia de mitigación de riesgo basada en

esperar y monitorear el crecimiento de la demanda en el país para los próximos años. De esta

manera podría incrementarse significativamente las posibilidades de minimizar el

arrepentimiento asociado con la decisión de reforzamiento de la interconexión Centro-Sur en el

Perú. De esta manera se llega a la tabla siguiente, que resume el ranking durante el “stage-

back” considerando todos los futuros.

Tabla 37. Ranking de Arrepentimiento de los Planes para todos los Atributos en los Años

Intermedios.

Atributo



MFI

VPN

de

Cos

toTo

tal [

USD

/MW

h]

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Tot

al

[USD

/MW

h]

HD

N

VPN

de

Pago

de

Dem

anda

Sur

[U

SD/M

Wh]

En resumen, y como resultado de todos los análisis presentados anteriormente, la

recomendación es incrementar la capacidad de los capacitores serie en el enlace a 505 MVA

lo antes posible asegurándose que toda la ruta cumpla con las condiciones de distancias

mínimas a tierra y conductor (entre otras) que garanticen esta capacidad mínima por el enlace

Pág. 120

(505 MVA), ya que la relación costo – beneficio es sumamente alta. Dado que la

recomendación es que la línea HVDC entre en servicio alrededor del año 2014 (dependiendo

del crecimiento real de la demanda y el verdadero desarrollo del parque generador, la decisión

de arrancar con esta nueva línea debería tomarse aproximadamente 3 años antes (es decir,

2011) para contar con suficiente tiempo para las etapas de diseño, procura y construcción.

Consideraciones para el Corto Plazo En la realización del estudio se supuso que la línea Cotaruse - Machu Picchu estaba en

servicio y en consecuencia la siguiente obra a ser realizada es el incremento de la capacidad

térmica de los capacitores en Cotaruse a por lo menos 505 MVA. Sin embargo la ausencia de

la línea Cotaruse - Machu Picchu cambia significativamente las condiciones en el sistema

como se muestra a continuación para las condiciones carga-generación del 2010.

Limites por Estabilidad Angular y de Tensión

Quantum verifico los límites por colapso de tensión para las condiciones indicadas arriba y con

una transferencia Gen – Carga. En este caso encontramos un límite de 586 MW para colapso

de tensión, que con 30% de reserva implicaría 406 MW. Limitando el voltaje en Socabaya a

0.97 pu el límite es inferior a los 400 MW.

El límite por estabilidad angular fue verificado para este caso encontrándose que el mismo es

del orden de los 285 MW, siendo en consecuencia este límite el que priva.

Efectos de un SVC

Finalmente evaluamos el efecto de incorporar un SVC y si bien la entrada del mismo

aumentaría el límite por estabilidad de tensión a 511 MW, el límite de estabilidad no aumenta

significativamente por lo que la ganancias son limitadas.

Pág. 121

informe final v3.0 - osinerg.gob.pe · la reunión de presentación del informe parcial se efectuó...

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