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.

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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”.

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Figura D. Enfoque “Trade Off”. Planificación Robusta.

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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

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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.

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Figura 5. Proyectos Centro-Sur: Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Moquegua 500 kV.

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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

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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

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Figura 9. Visión de Largo Plazo de la Evolución del Sistema de Transmisión a 500 kV. COES – SINAC, Dirección de Planificación de Transmisión