Informe Técnico de Planificación ITP-01 Propuesta de

Informe Técnico de Planificación ITP-01
Propuesta de Actualización
Plan de Transmisión 2013 - 2022
CRITERIOS Y METODOLOGIA
El estudio del Plan de Transmisión (PT) tiene como objetivo identificar
los requerimientos de equipamiento de transmisión del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para un horizonte de 10
años. Se parte de la premisa que el futuro no está definido y hay
variables que están fuera del control del planificador denominadas
“incertidumbres” que son: la demanda, la oferta de generación, la
hidrología y los costos de combustibles, que afectan las decisiones de
expansión del sistema de transmisión.
El enfoque “Trade Off”, descrito brevemente en esta y subsiguientes
páginas, que se usa en la Planificación de la Transmisión del SEIN,
permite considerar los rangos de variación en las incertidumbres, de
tal manera que el Plan de Transmisión resulta robusto, capaz de cubrir
escenarios futuros diversos.
Bajo esta metodología se desarrolla el Plan de Transmisión para el
año horizonte 2022, para el cual se define las obras de transmisión
desde un enfoque estratégico de largo plazo (“Plan de transmisión
2022”), definiendo las características principales de los proyectos:
niveles de tensión y capacidades.
A partir de este plan de largo plazo se regresa a un año intermedio,
año 2018, y se determina que proyectos se deben iniciar durante el
periodo de vigencia del Plan (2013-2014) para cubrir la demanda
hasta dicho año intermedio (“Plan Vinculante”). Posteriormente, el
Plan de Transmisión 2022 elegido es verificado al quinto año adicional
(año 2027). La Figura 1 resume el proceso de manera general.
Esquema General del Proceso de Planificación
Planificación al
Año Horizonte
2022
Planificación al
Año Intermedio
2018
Comprobación
Metodológica de
la validez de
Proyectos en el
Horizonte 2027
Figura 1. Esquema general del proceso de planificación
La Figura 2 ilustra el rango de variación considerado para la
demanda del año 2022, la cual varía no solo en magnitud, sino
también en ubicación. Cada uno de los puntos del triangulo
representan Futuros Extremos de Demanda o “Nudos”. Un “futuro” se
define como una materialización de la incertidumbre “demanda”. El
punto referencial “0” corresponde a la máxima demanda de 4961
MW ocurrida en diciembre de 2011.
Página 1 de 6
Primer Semestre de 2012
INTRODUCCIÓN
El presente informe tiene por objetivo difundir los
aspectos técnicos de la elaboración de la propuesta
del Plan de Transmisión 2013-2022.
La “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica” ley N° 28832, le asigna al
COES la función de elaborar la propuesta del Plan
de Transmisión (PT), señalándola como de interés
público y periodicidad bienal.
El Reglamento de Transmisión (RT) DS N° 027-2007-EM
publicado el 17.05.2007, establece los objetivos,
alcances y contenido del Plan de Transmisión e
indica la secuencia de actividades y fechas para la
elaboración del Informe de Diagnóstico y el Plan de
Transmisión.
Con RM N° 129-2009-MEM/DM publicado el
07.03.2009 se aprueban los Criterios y Metodologías
Para la Elaboración del Plan de Transmisión.
Conforme al artículo 19.3 inciso c) del RT, el COES
realizó una Audiencia Pública Descentralizada, en el
cual los interesados dieron a conocer sus opiniones
sobre la Propuesta Preliminar. Asimismo, el COES
respondió a los comentarios y observaciones
recibidas a la Prepublicación de la versión preliminar
del PT.
La Propuesta de Actualización del Plan de
Transmisión 2013-2022 fue remitida al MINEM y
OSINERGMING el 1 de junio de 2012. Los interesados
pueden acceder al estudio en el portal del COES
(www.coes.org.pe), sección “Estudios”, opciones
“Estudios del Plan de Transmisión / Actualización del
Plan de Transmisión / Propuesta de Actualización del
Plan de Transmisión”.
METODOLOGIA TRADE OFF/RISK
La planificación de la transmisión, cuando el
futuro comprende variables inciertas, requiere de
una metodología que además de entregar un
plan de mínimo costo de operación y restricción
de suministros, asegure la cobertura de la
demanda aún cuando se produzcan cambios
radicales en las variables inciertas (Figura A).
La metodología convencional de planificación
Determinística asume escenarios variados solo
para la demanda y escenarios medios para la
oferta de generación, hidrología y precios de
combustibles (Figura B), limitando la validez de
los resultados frente a variaciones en la oferta de
generación, hidrología y precios de combustibles
(Figura C).
COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión
7000
1: Optimista
Norte-Sur
6000
Norte + Sur
5000
2: Medio
4000
3:Optimista
Centro
3000
2000
1000
4: Pesimista
0: Año 2011 Real
0
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Figura A. Planificación con Incertidumbres.
Centro
Figura 2. Futuros de Demanda del año 2022 en MW.
En cuanto a oferta de generación, para el largo plazo se plantean
futuros de oferta con proyectos acordes a su grado de maduración,
su tamaño, su ubicación, y que sean relevantes para la expansión de
la transmisión, de tal manera que cubran los futuros de demanda. El
efecto combinado de las incertidumbres de demanda y generación
constituye el problema central de la planificación de la expansión de
la transmisión en el Perú (Ver Figura 3 siguiente).
El proceso de planificación en el año horizonte tiene cuatro etapas
principales: Planteamiento de Futuros, Diagnóstico y Propuesta de
Planes, Evaluación de los planes y Verificación del Plan.
Figura B. Enfoque Determinístico.
Planteamiento de Futuros: Para la planificación de largo plazo no se
tiene que predecir con precisión el futuro sino acotar los rangos de
las incertidumbres relevantes y tomar las decisiones de expansión de
la transmisión de manera que sirvan, sino para todos los rangos, para
la mayor parte de ellos.
Luego, los futuros de las cuatro incertidumbres son combinados
buscando que estas combinaciones sean factibles. Por ejemplo, se
acepta que existe cierta dependencia entre los futuros de demanda
y oferta, por lo que se considera factible la combinación de un futuro
optimista de demanda con un futuro en el que se desarrollen
grandes centrales de generación en el Norte u Oriente del País. Sin
embargo no sería factible que esto último ocurriera si es que se da
una demanda pesimista. Esta etapa también incluye la definición de
futuros intermedios, los cuales estarán dentro del espacio definido por
los Nudos.
Figura C. Limitaciones del Enfoque Determinístico.
La metodología “Trade Off/Risk” asume variacio-nes
en las incertidumbres, pero acotadas a valo-res
razonables, derivadas de la experiencia (Figura D).
Los futuros de hidrología son planteados sobre la base de los datos
históricos. Los precios de combustibles son planteados teniendo en
cuenta proyecciones de organismos especializados.
Diagnóstico y Propuesta de Planes: Consiste en analizar el
desempeño del sistema de transmisión en los Nudos definidos,
considerando las obras comprometidas en el corto plazo, mediante
un modelo optimizador que minimiza los costos de operación y
energía no servida (simulación energética). El modelo además
detecta congestiones en las zonas de la red del SEIN. En base a los
resultados anteriores, se plantean proyectos de transmisión
denominados “Opciones”, que alivien estas congestiones. Para
facilitar la evaluación posterior de las “opciones”, estas se agrupan
en “Planes”.
Página 2 de 6
Figura D. Enfoque “Trade Off”. Planificación Robusta.
COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión
EL PROBLEMA CENTRAL DE LA PLANIFICACIÓN DE
LA EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL PERÚ
PLANIFICACIÓN DE
LA TRANSMISIÓN:
INCERTIDUMBRE EN EL CRECIMIENTO DE LA DEMANDA
(PROYECTOS MINEROS E INDUSTRIAS)
INCERTIDUMBRE EN EL DESARROLLO DE LA GENERACIÓN
(PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS Y TERMOELECTRICOS)
DESARROLLO DE PROYECTOS POR
COMPETENCIA DE LOS AGENTES EN EL MERCADO
Figura 3. Problema Central de la Planificación de la Expansión de transmisión en el Perú
La etapa de Evaluación de Planes: consiste en calcular los
“atributos” de los planes para todos los escenarios y elegir el
mejor Plan desde el punto de vista de todos los atributos. Los
principales atributos son cuatro: VPCT: el menor Valor Presente
de Costos Totales de inversión, operación, mantenimiento y
energía no servida que ofrece un plan; VPPD: el menor Valor
Presente de Pago anual de la Demanda por energía al costo
marginal que ofrece un plan; HDN: el menor número de Horas
de Despacho No económico que ofrece un plan; y MFI: el
mayor numero de energía en MWH de despacho no
económico que permite disminuir un plan.
El resultado son muchos planes que consideran todos
los escanarios posibles.
Se calculan los “atributos” de todos los planes. Un
atributo es una cualidad de un plan, como menor
costo de inversión, operación y racionamiento, menos
congestión en las redes, etc. El plan elegido es aquel
que ofrece una solución de compromiso entre todos los
atributos o la mayoría de ellos (Figura E).
Para los nudos, los atributos son calculados a partir de
simulaciones de la operación, mientras que para los futuros
intermedios se utiliza una técnica de interpolación. Para la
elección del plan se aplica la metodología de Trade-Off, la
cual consiste en buscar una solución de compromiso entre
todos los planes, considerando que no se puede maximizar o
minimizar uno de los atributos sin perjudicar a los otros. La
Figura E muestra la comparación de dos atributos y la
elección del Plan que es una solución de compromiso.
La etapa de Verificación del Plan consiste en simular la
operación del sistema considerando el plan elegido, para
verificar los criterios técnicos de desempeño indicados en la
Norma: tensiones en barras, niveles de carga y estabilidad
transitoria.
La Figura 4 resume el proceso:
Figura E. Metodología Trade Off
.
Página 3 de 6
COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión
Figura 4. Proceso de Planificación.
Plan Vinculante 2018
El Plan vinculante al 2018 resultante comprende los
proyectos siguientes:
Plan Vinculante 2018
Repotenciación a 250 MVA (60 %) de la L.T. Trujillo - Cajamarca 220 kV
existente
Repotenciación a 250 MVA (30%) de la L.T. Tingo María - Vizcarra Conococha 220 kV existente
Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Paragsha - Vizcarra 220 kV
existente
En el Plan Vinculante destaca el reforzamiento de la
transmisión Centro-Sur con un segundo circuito a 500 kV,
Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo,
conformando un esquema de transmisión fuerte y de gran
capacidad, suficiente para atender los requerimientos
iniciales del gran incremento estimado en la demanda del
Sur y posteriormente para recibir los grandes proyectos
térmicos e hidroeléctricos de la zona. La configuración del
enlace propuesto se muestra en la siguiente figura:
S.E. Carapongo 1ra etapa
Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Pachachaca-Callahuanca 220
kV existente
Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Pomacocha-San Juan 220 kV
existente
Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Huanza-Carabayllo 220 kV
existente (***)
L.T. Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya 500 kV
L.T. Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV (*)
L.T. Azangaro - Juliaca - Puno 220 kV
Banco de Condensadores de 20 MVAR en 60 kV en la subestación Pucallpa
(**)
(*) Sustentado por el criterio de confiabilidad N-1 de la Norma.
(**) Sustentado por análisis adicionales diferentes a la metodología Trade
Off/Risk.
(***) La S.E. Huanza 220 kV es una subestación proyectada sobre la línea
Huayucachi - Carabayllo 220 kV.
Página 4 de 6
Figura 5. Proyectos Centro-Sur:
Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Moquegua 500 kV.
COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión
Y la implementación del corredor en 500 kV en el Centro
Sierra-Costa como se muestra en la figura 7.
Configuración y Capacidades del Sistema de Suministro a Lima con Nueva S.E. Carapongo
Huinco
Callahuanca
500 kV
2da etapa
S.E. Carapongo
220
kV
Planicie
Ref.
Zinc
500 kV
Carabayllo
Con esta configuración se podrá conformar un sistema de
transmisión troncal a 220 kV y 500 kV que podrá brindar
suficiente capacidad y confiabilidad en el suministro
eléctrico a los sistemas de transmisión de las concesionarias
de distribución, en el largo plazo.
Plan de transmisión año 2022
1400 MW 700 MW
Zapallal
700
MW
1700
MW
490
MW
430
MW
220
kV
San
Juan
Chilca
Capacidad de Suministro:
•Sin generación local: 4500 MW
•Con generación local: 5400 MW
El Plan de transmisión previsto para el año 2022 comprende
los proyectos que se muestra en tabla siguiente y la figura 8
muestra una comparación entre el Plan de Transmisión 2022
y el Plan Vinculante 2018.
Plan de Transmisión 2022
Conexión de la L.T. Chiclayo - Piura 220 kV a la S.E. La Niña 220 kV
Figura 6. Proyecto Subestación Carapongo.
También destaca la implementación de la Subestación
Carapongo, para el suministro troncal de energía a Lima
Metropolitana, bajo la configuración mostrada en la figura 6.
L.T. Trujillo - Cajamarca 500 kV
L.T. Tingo María - Conococha 220 kV
Repotenciación a 75 MVA (50%) de la L.T Aguaytía - Pucallpa 138 kV
existente
S.E. Carapongo 2da etapa
Conexión de la L.T. Mantaro - Independencia 220 kV a la S.E. Huancavelica
220 kV
L.T. Mantaro - Nueva Yanango 500 kV
L.T. Nueva Yuncan - Nueva Yanango 500 kV
L.T. Nueva Yanango - Carapongo 500 kV
Transformador 500/220 kV en Montalvo
L.T. Tintaya - Azangaro 220 kV
L.T. La Niña - Piura 220 kV (3ra terna) (*)
L.T. Piura - Talara 220 kV (3ra terna) (*)
Nueva Yuncan - Nueva Paramonga-Trujillo 500 kV (*)
L.T. La Niña - Frontera Perú 500 kV (**)
Figura 7. Proyecto Sierra-Costa Centro.
2022
(*) Sustentado por el criterio de confiabilidad N-1 de la Norma
(**) Conexión Internacional con Ecuador
2018
Factores de utilización promedio
Línea Nueva 500kV
Línea Nueva 220 kV
Repotenciación
Figura 8.Plan Vinculante 2018 y Plan de Transmisión 2022.
Página 5 de 6
COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión
Interconexiones Internacionales
La Interconexión con Ecuador tiene el más alto
potencial de desarrollo debido a que en este país
se encuentran en construcción más de 2750 MW de
capacidad nueva de generación hidroeléctrica,
con entrada en servicio por el año 2016. La
distancia entre los puntos más cercanos ambos
países, tiene solo 450 km (S.E. La Niña en el Perú y la
S.E. El Milagro en el Ecuador). Estas dos condiciones
han llevado a un acercamiento entre las entidades
sectoriales de ambos países con la finalidad de
desarrollar el enlace en el mediano plazo, en una
primera etapa con un circuito en 500 kV,
ampliándose a un segundo circuito cuando se
culmine una segunda troncal de 500 kV Centro –
Norte. Esquemáticamente la ruta del enlace se
presenta en la Figura 8 siguiente:
Se estima que la interconexión podrá ser explotada
inicialmente como una importación de energía
desde el Ecuador, luego cuando se desarrollen las
grandes centrales hidroeléctricas del Norte, se
aprovechará con plenitud la complementariedad
hidrológica entre las cuencas de ambos países.
Conforme indica la Norma, se ha verificado la
validez del PT en el quinto año adicional del
horizonte del estudio (año 2027).
El estudio
propone una Visión de Largo Plazo de la Evolución
del Sistema de Transmisión a 500 kV del SEIN (Figura
9) que brinda confiabilidad y capacidad para un
adecuado cubrimiento tanto de la demanda
como de la oferta. Asimismo ofrecería una
plataforma de transmisión sólida suficiente como
para proyectar las interconexiones internacionales
plenas a 500 kV hacia el eje Ecuador – Colombia, a
Brasil, y hacia Chile y Bolivia.
Figura 9. Interconexión Perú-Ecuador.
Conclusiones y Recomendaciones
El estudio realizado concluye en una propuesta de
actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 que
comprende un Plan Vinculante para el 2018 y un
Plan de Transmisión al 2022.
Se recomienda llevar a cabo la implementación de
los proyectos del Plan Vinculante, pues será
necesario que ya se encuentren en servicio para el
año 2018.
Se recomienda que el proyecto L.T. en 500 kV
Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo,
propuesto en el Plan Vinculante se ejecute a la
brevedad de manera que se encuentre en
operación en el año 2016.
Se debe promover que centrales nuevas del orden
de 200 MW o más, se conecten al SEIN en el nivel
de 500 kV a fin de fortalecer su desempeño
estacionario, dinámico y transitorio y así mejorar la
confiabilidad y la seguridad del SEIN.
Comité de Operación Económica del
Sistema Interconectado Nacional COES –
SINAC
www.coes.org.pe
C. Manuel Roaud y Paz Soldán 364. San
Isidro, Lima - PERÚ Teléfono: (511) 611-8585
Página 6 de 6
Figura 9. Visión de Largo Plazo de la Evolución del Sistema de
Transmisión a 500 kV.
COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión