3. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL...

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2003 49

3. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL : PROYECCIONES 3.1 PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA En el gráfico N° 3.1 se muestran las proyecciones de la demanda de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para los escenarios Optimista, Base y Pesimista. Las tasas de crecimiento promedio anual para el período comprendido entre 2003 – 2007 en dichos escenarios se pronostican en 5,28 %; 3,48 % y 3,12% respectivamente. Mientras que, para el período comprendido entre 2008 – 2012, las tasas de crecimiento promedio anual serán de 6,98 %; 4,57 % y 3,12 % respectivamente.

GRÁFICO N°° 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL GW.h

Escenario / Año 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Pesimista 20 272 20 905 21 557 22 230 22 923 23 638 24 376 25 136 25 921 26 729

Base 20 534 21 331 22 091 22 706 23 545 24 621 25 746 26 923 28 153 29 440

Optimista 20 851 21 919 23 071 24 227 25 619 27 447 30 827 32 265 34 344 35 952

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

GW

.h

Pesimista Base Optimista



3.2 PROYECCIÓN DE MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA En el gráfico N° 3.2 se muestran las proyecciones de la máxima demanda de potencia para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para los tres escenarios. Las tasas de crecimiento promedio anual para el período 2003 – 2007 de los escenarios Optimista, Base y Pesimista serán 4,75 %; 3,41 % y 3,06 % respectivamente. Para el período 2008 – 2012 estas tasas de crecimiento para los mismos escenarios serán de 5,87 %; 3,72 % y 3,17 % respectivamente.

GRÁFICO N°° 33..22 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

Escenario / Año 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Pesimista 2 989 3 080 3 176 3 273 3 372 3 479 3 588 3 702 3 820 3 941

Media 3 028 3 143 3 255 3 343 3 463 3 592 3 725 3 864 4 008 4 157

Optimista 3 069 3 212 3 366 3 519 3 695 3 902 4 321 4 491 4 715 4 902

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MW

Pesimista Media Optimista



3.3 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA El aspecto principal del planeamiento de la expansión del sistema de generación eléctrica es la determinación de la secuencia de construcción de proyectos que minimiza el valor presente de los costos de capital de la expansión y los costos de operación del sistema, incluyendo combustible, que permiten atender la demanda con una confiabilidad determinada. En un mercado competitivo la expansión del sistema debe ser guiado por los conceptos de “mínimo costo” buscando optimizar el uso de los recursos disponibles. Esta expansión del sistema debe resultar técnicamente factible y garantizar el cubrimiento de la demanda con niveles adecuados de confiabilidad, calidad y seguridad. La metodología utilizada para la elaboración del programa de expansión de la generación en el SEIN se describe en el Anexo 7.1 Metodología de las Proyecciones. Los criterios empleados para la expansión de la generación han sido los siguientes: • Probabilidad de pérdida de carga : 18 horas por cada periodo de 3 meses; • Margen de reserva : 30 % con un mínimo de 0% para el periodo

crítico en la hidrología seca; • Condiciones hidrológicas : Data histórica de 38 años, dos condiciones

hidrológicas : húmeda (85% de probabilidad), seca (15% de probabilidad)

• Costo de racionamiento : 250 US$/MW.h

• Costo de energía no servida : 6 US$/kW.h

• Vida útil de las plantas : Centrales hidráulicas 50 años; centrales ciclo

combinado 25 años • Canon del agua : 0,254 US$/MW.h y para la CH Cañón del Pato

0,333 US$/MW.h Para cada escenario de ocurrencia de la demanda se ha analizado su respectivo programa que corresponde a una expansión con las siguientes características: • Centrales hidráulicas comprometidas: central hidroeléctrica de Poechos en el primer

trimestre del 2004 y el proyecto de la central hidroeléctrica de Yuncán prevista para el tercer trimestre del año 2005;

• Centrales térmicas comprometidas : compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central térmica de Ventanilla (Unidades Siemens N° 3 y N° 4);

• Opciones térmicas : centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbón.

Los resultados de los análisis efectuados se muestran en los cuadros N° 3.1; N° 3.2 y N° 3.3 respectivamente. En el cuadro N° 3.1 se aprecia que hasta el año 2006 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroeléctricas de Poechos y Yuncán, así como la reconversión de los grupos



Siemens N° 3 y N° 4 de la central térmica de Ventanilla prevista en dos etapas; la primera, la reconversión de ambas unidades a turbinas a gas natural para el año 2004 y la segunda el cambio de la unidad N° 3 a ciclo combinado previsto para el año 2006. Con la explotación del gas natural de Camisea, se requiere el ingreso al SEIN de unidades de ciclo combinado a gas natural de 340 MW en los años 2008, 2010 y 2012 en el escenario base.

CUADRO N° 3.1

OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO BASE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL – MW

El equipamiento de mínimo costo para el escenario de demanda pesimista se muestra en el cuadro N° 3.2; donde se puede apreciar que la potencia y el número de centrales requerido por el sistema es el mismo que el escenario base, con la diferencia que la primera unidad de ciclo combinado no entraría en operación en el año 2008 sino un año después.

CUADRO N° 3.2

OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO PESIMISTA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - MW

Proyectos FactiblesPeríodo 2003-2012

324 Conversión 2 unidades - CT Ventanilla

15 CH Poechos 1

2005 130 CH Yuncán

2006 73 Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla

2007

2008 340 Una Central Ciclo Combinado

2009


2011


Total 1093 145 Total Requerido (MW) = 1 238

* Como nueva oferta no se considera la conversión de la CT Ventanilla pero sí una parte en el cambio a ciclo combinado* No se incluiyen las repotenciaciones de la CT Aguaytía (6 MW) y la CH Callahuanca (3 x 2,5 MW) de menor impacto previstas para el año 2004

Petroleo Residual

Carbón Mineral Hidro

2004

Año Gas Natural Camisea

Petroleo Diesel



15 CH Poechos 1

2005 130 CH Yuncán


2007

2008



2011




Petroleo Residual


2004


Petroleo Diesel



En el cuadro 3.3 se muestra el equipamiento para el escenario de demanda Optimista en el cual se aprecia que las unidades comprometidas hasta el año 2006 son similares a los mostrados en el escenario base. A partir del año 2007 el sistema requiere el ingreso de unidades, siendo estas de ciclo combinado a gas natural con una capacidad de 340 MW cada una, para los años 2007 al 2011.

CUADRO N° 3.3 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO OPTIMISTA SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

Adicionalmente a los escenarios de demanda (medio, pesimista y optimista) se ha considerado también como alternativa de oferta una expansión hidrotérmica conforme a las siguientes especificaciones: • Centrales hidráulicas comprometidas: central hidroeléctrica de Poechos en el primer

trimestre del 2004 y el proyecto de la central hidroeléctrica de Yuncán prevista para el tercer trimestre del año 2005.

• Centrales térmicas comprometidas: compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central térmica de Ventanilla (Unidades Siemens N° 3 y N° 4)

• Proyectos de plantas térmicas: centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbón.

• Proyectos de plantas hidráulicas: CH Cheves, CH El Platanal, CH Quitaracsa, CH Huanza y CH Marañón.

En esta expansión hidrotérmica se ha considerado a la central hidroeléctrica El Platanal, debido a sus mayores posibilidades de implementación en el período de estudio. En el cuadro N° 3.4 se muestra el plan de equipamiento en el período de estudio; se aprecia que hasta el año 2006 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroeléctricas de Poechos y Yuncán, así como la reconversión de los grupos Siemens N°3 y N° 4 de la CT Ventanilla prevista en dos etapas: la primera, la reconversión de ambas unidades a gas natural para el año 2004 y la segunda, el cambio de la unidad N° 3 a ciclo combinado previsto para el año 2006 y en el año 2009 el ingreso de la CH El Platanal con una capacidad de 220 MW.



15 CH Poechos 1

2005 130 CH Yuncán







2012



Petroleo Residual


2004


Petroleo Diesel



La inclusión de la central hidroeléctrica El Platanal en la expansión hidrotérmica a diferencia de la expansión mostrada en el cuadro N° 3.1, genera una disminución de los costos marginales en el SEIN ya que la inclusión de una central con menores costos de operación desplazará a otras de mayores costos, tal como se puede apreciar en los gráficos N° 3.15 y N° 3.16. El margen de reserva obtenido en la expansión hidrotérmica es mayor.

CUADRO N° 3.4 OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ESCENARIO BASE HIDROTÉRMICO

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

Recientes análisis indican la conveniencia de instalar la segunda fase de la CH Machupicchu de EGEMSA, de 75 MW, a fines delaño 2008.

3.4 BALANCE OFERTA – DEMANDA DEL SEIN El balance de oferta y demanda de potencia eléctrica para el período 2003 – 2012 se muestra en los gráficos N° 3.3; N° 3.4 y N° 3.5 para los escenarios Base, Pesimista y Optimista respectivamente. La demanda proyectada es ampliamente abastecida, tal es así, que el margen de reserva medio de los tres escenarios está alrededor del 30% a fines del horizonte de proyección.



15 CH Poechos 1

2005 130 CH Yuncán


2007


2009 220 CH El Platanal


2011





2004


Petroleo Diesel

Petroleo Residual

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2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

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2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

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2003

2004

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2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

AÑO

MW

Hid

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GN

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MW

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3.5 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE COMBUSTIBLE La estructura de la producción de energía eléctrica para el escenario optimista se muestra en el gráfico N° 3.6 donde se observa que la producción por energía hidráulica se mantiene prácticamente constante durante el periodo 2003 – 2012; la generación utilizando carbón, residual y diesel 2 disminuye; en cambio la generación con gas natural se incrementa apreciablemente. La estructura de la producción de energía en el año 2012 sería 53% hidráulica, 43% con gas natural, 3% con derivados de petróleo y 1% con carbón mineral; tal como se muestra en los gráficos N° 3.6 y N° 3.7.

GRÁFICO N° 3.6 GENERACIÓN ELECTRICA POR TIPO DE FUENTE

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO OPTIMISTA

GRÁFICO N°°°° 3.7

PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL- ESCENARIO OPTIMISTA

0

5000

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

AÑO




La estructura de la producción de energía eléctrica para el escenario base, según fuentes al año 2012, sería 64% hidráulica, 32% con gas natural, 2% con carbón mineral y 2% con derivados de petróleo; tal como se muestra en los gráficos N° 3.8 y N° 3.9.

GRÁFICO N° 3.8

GENERACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO BASE

GRÁFICO N° 3.9

PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL- ESCENARIO BASE

La estructura de la producción de energía eléctrica para el escenario pesimista, según fuentes al año 2012, sería de 64% hidráulica, 32% con gas natural, 2% con carbón mineral y 2% con derivados de petróleo; tal como se muestra en los gráficos N° 3.10 y 3.11.

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5 000

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

AÑO




GRÁFICO N° 3.10 GENERACIÓN POR TIPO DE FUENTE

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO PESIMISTA

GRÁFICO N° 3.11

PARTICIPACIÓN POR TIPO DE FUENTE SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO PESIMISTA

3.6 CONSUMO DE GAS PARA LA GENERACIÓN El consumo del gas natural para la generación de electricidad se incrementará de manera apreciable en el año 2004, con la llegada de esta fuente de energía a Lima. En los gráficos N° 3.12, N° 3.13 y N° 3.14, se muestran las proyecciones del consumo del gas para los escenarios Base, Pesimista y Optimista, respectivamente.

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012AÑO

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

AÑO




GRÁFICO N° 3.12 PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO BASE

GRÁFICO N° 3.13

PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO PESIMISTA

0

1 000

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3 000

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CAMISEA TALARA AGUAYTÍA

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Camisea 103m3 / día 0 1 107 937 884 1 183 1 715 2 247 3 112 3 472 4 417Talara 103m3 / día 321 332 102 94 133 90 73 31 88 43Aguaytía 103m3 / día 825 896 1 004 910 1 020 1 033 941 773 924 768

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Camisea 103m3 / día 0 848 668 747 1 023 1 132 1 747 2 362 2 691 3 295Talara 103m3 / día 268 265 63 60 86 108 37 0 4 6Aguaytía 103m3 / día 800 841 943 841 968 1 008 849 647 662 586

AÑO



GRÁFICO N° 3.14

PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - ESCENARIO OPTIMISTA

Dada las condiciones técnico – económicas de las máquinas consideradas para operar a base de gas natural del yacimiento de Camisea, las centrales eléctricas de Talara y Aguaytía disminuirán su participación en la generación de electricidad y por ende la demanda de gas natural.

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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m3 /

día


2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Camisea 103m3 / día 0 1 417 1 381 1 266 1 943 3 100 4 568 5 514 6 589 7 426Talara 103m3 / día 421 436 285 384 345 119 195 142 153 194Aguaytía 103m3 / día 863 965 1 066 1 047 1 096 1 033 1 022 950 861 887

AÑO



3.7 REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN Proyectos de Expansión de la Transmisión en el SEIN El plan de expansión del sistema de transmisión se ha efectuado en forma coordinada con el de la generación empleando el criterio de mínimo costo de manera que sea técnica, económica y financieramente factible y satisfaga la demanda de energía eléctrica con un adecuado nivel de confiabilidad y calidad. Es objetivo del plan de expansión de la transmisión definir estrategias, acciones y medios de control que permitan desarrollar el sistema a fin de transportar con buena calidad y confiabilidad la energía de los centros de generación hacia los requerimiento de demanda de electricidad. La metodología utilizada para la elaboración del programa de expansión de la transmisión en el SEIN se describe en al Anexo 7.1 Metodología de las Proyecciones. Los criterios empleados para la expansión del sistema de transmisión han sido los siguientes : Variación de tensión para la transmisión en 220 kV y 138 kV : - Condiciones normales : ± 5 % - Condiciones de emergencia : ± 10 % Capacidad de sobrecarga : - Condiciones normales : 100 % - Condiciones de emergencia : 120 % Con la información del programa de expansión de la generación se realizó la simulación de los flujos de carga. El escenario base se analizó por periodos, el mediano plazo 2003 y 2006 y el largo plazo 2009 y 2012. Para los años 2003 y 2006 se representó el sistema mediante un diagrama unifilar con 403 barras, a fin de analizar con mayor precisión los problemas de la transmisión en el mediano plazo, y para los años 2009-2012 se utilizó una representación más simplificada con 250 barras. A partir del análisis efectuado del sistema de transmisión con los proyectos existentes y los resultados de los flujos de carga se identificaron los proyectos de transmisión necesarios en el horizonte del estudio. De acuerdo a los análisis de flujos de potencia para el año 2003, el SEIN presenta las siguientes anomalías: • Baja reserva de compensación reactiva en el área de Lima ya que tiene tensiones en el

orden de 205 kV (0,97 pu); • Alto nivel de tensión en la barra de la central de Mantaro 237 kV (mayor que 1,05 pu);

• La carga en la línea L-215 Paramonga – Chimbote es propensa a alcanzar su límite de

operación de 150 MW;



• La carga en la línea Azángaro-Juliaca – Puno es propensa a alcanzar su límite de operación de 75 MW en caso que salga la línea Tintaya-Callalli 138 kV;

• Alto nivel de tensiones en el área Sur. Para solucionar estas anomalías será necesario ejecutar, en el periodo 2003 – 2006, los proyectos que a continuación se indican: • La segunda terna en la línea de transmisión de Lima a Chimbote en la zona centro norte

del país que permitirá transportar potencias superiores a 150 MW, reduciendo los problemas de congestión que se presentan frecuentemente.

• La línea adicional Azángaro – Puno en 220 kV y el transformador de 138/220 kV en

Azángaro como alternativa para superar las contingencias de salidas de la línea Tintaya – Callalli y Callalli – Santuario en 138 kV, que originan limitaciones en la generación de San Gabán y Machupicchu.

• Reactores en Azángaro, Moquegua y Quencoro de 20 MVAR, 30 MVAR, 10 MVAR

respectivamente, que permitirán bajar los niveles de tensión en el área sur puesto que las desconexiones por descargas atmosféricas se acentúan cuando se opera en niveles de voltajes mayores que 138 kV. Estas instalaciones mejoran la estabilidad del sistema y su flexibilidad.

• Capacitores de 75 MVAR en Balnearios y 60 MVAR en Chavarría, con lo cual se

mejorará el nivel de tensión requerido en el área de Lima para una operación confiable. Luego de superar las anomalías en la operación del SEIN en el periodo 2003 – 2006, será preciso, ante el posible ingreso de varias centrales a gas natural de Camisea de 340 MW cada una, reforzar la capacidad de transporte del sistema de transmisión del SEIN. Ante la puesta en operación de las centrales a ciclo combinado de 340 MW al Sur de Lima, deberán instalarse líneas de transmisión de 220 kV de doble terna, una en el período 2006 – 2009 y dos adicionales en el período 2009 – 2012. Las líneas a instalarse parten de la barra San Juan hasta la barra que ha de conectarse las centrales térmicas de ciclo combinado denominada “Barra Camisea”. Los proyectos de transmisión mencionados se muestran en el cuadro N° 3.5



CUADRO N° 3.5 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ESCENARIO BASE Y PESIMISTA

Año Proyecto

2006 Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Paramonga – Chimbote Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Huacho – Paramonga Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Zapallal – Huacho Una terna de la L.T. 220 kV, Azángaro - Puno 220 kV Ampliación de un transformador adicional en la SE Juliaca 60/10 kV, 12 MVA Transformador en SE Azángaro 138/220 kV, 120 MVA para la línea de 220 kV Capacitores en San Nicolás de 20 MVAR Reactor en Azángaro de 138 kV y 20 MVAR Reactor en Moquegua de 220 kV y 30 MVAR Reactor en Quencoro de 138 kV y 10 MVAR Factor de potencia a 0,95 en el área de Lima Capacitores en Balnearios de 75 MVAR en total Capacitores en Santa Rosa de 60 MVAR en total SVC en Marcona de +20/-10 MVAR Capacitores en Chavarría, 60 kV, 60 MVAR

2009 Dos ternas de la L.T. 220 kV Camisea(*) – San Juan Factor de potencia de 0,97 en el área de Lima Ampliación de un transformador adicional en S.E. Santa Rosa 60/10 kV, 30 MVA Ampliación de un transformador adicional en S.E. Chavarría 220/60 kV, 100 MVA Ampliación de un transformador adicional en S.E. Montalvo 220/138 kV, 100 MVA Capacitores en Barsi 60 kV de 80 MVAR en total Capacitores en Montalvo 60 kV de 30 MVAR Capacitores en Chavarría 60 kV, 30 MVAR Capacitores en San Juan 60 kV, 30 MVAR

2012 Cuatro ternas adicionales de la L.T. 220 kV, Camisea(*) –San Juan Capacitores en Oroya 50 kV de 10 MVAR en total Reactor en Chimbote 220 kV 40 MVAR SVC en Tintaya 10 kV, 35/-35 MVAR Capacitores en Huanuco 138 kV, 30 MVAR

(*) Nombre de la barra en la que se instalaría las centrales térmicas a gas natural ubicadas al Sur de Lima Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 220 kV Machupicchu – Cotaruse, de aproximadamente 200 km de longitud, a fines del año 2008.

En la zona centro norte del país para el escenario de la demanda optimista, tanto en el corto como en el largo plazo se requiere reforzar la línea de transmisión de Lima a Chimbote con una segunda terna y en la zona Sur la instalación de una línea de 220 kV de Azángaro a Puno, a fin de mejorar los flujos de transmisión de potencia; también es necesario la instalación de reactores en el sur del país y la instalación de capacitores en al área de Lima para mejora del factor de potencia.



CUADRO N° 3.6 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ESCENARIO OPTIMISTA

Fecha Proyecto

2006

Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Paramonga - Chimbote Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Huacho – Paramonga Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Zapallal – Huacho Una terna de la L.T. 220 kV, Azángaro - Puno 220 KV Ampliación de un transformador adicional en la SE Juliaca 60/10 kV, 12 MVA Transformador en SE Azángaro 138/220 kV, 120 MVA para la línea de 220 kV Capacitores en San Nicolás de 20 MVAR Reactor en Azángaro de 138 kV y 20 MVAR Reactor en Moquegua de 220 kV y 30 MVAR Reactor en Quencoro de 138 kV y 10 MVAR Factor de potencia a 0,95 en el área de Lima Capacitores en Balnearios de 90 MVAR en total Capacitores en Chavarría de 50 MVAR en total Capacitores en Santa Rosa de 60 MVAR en total SVC en Marcona de +20/-10 MVAR

2009

Dos ternas de la L.T. 220 kV Camisea (*) – San Juan Cuatro ternas adicionales de la L.T. 220 kV, Camisea (*)–San Juan LT 220 kV de SE Chavaría a SE Barsi (Lima), una terna adicional LT 220 kV de SE Chavarría a SE Santa Rosa (Lima), una terna adicional LT 220 kV de SE San Juan a SE Santa Rosa (Lima) , una terna adicional Transformador en SE Santa Rosa de 60/10 kV, 30 MVA (Lima) Transformador en SE Chavaría de 220/60 kV, 100 MVA (Lima) Transformador en SE Montalvo 220/138 kV, 250 MVA (Moquegua) Capacitores en SE Barsi 60 kV, 80 MVAR en total (Lima) Capacitores en SE Santa Rosa 60 kV, 60 MVAR en total (Lima) Capacitores en SE Montalvo 60 kV, 80 MVAR en total (Moquegua) Capacitores en SE Chavarría 60 kV, 30 MVAR Capacitores en SE San Juan 60 kV, 30 MVAR Factor de potencia a 0,97 en el área de Lima

2012

LT 220 kV Chimbote- Trujillo, una terna adicional LT 220 kV Trujillo-Guadalupe, dos ternas adicionales LT 220 kV Guadalupe- Chiclayo-Piura, una terna adicional Capacitores en SE Chavaría de 60 kV, 90 MVAR en total Capacitores en San Juan 60 kV de 50 MVAR Capacitores en SE Oroya de 50 kV 10 MVAR Reactor en SE Chimbote de 220 kV, 40 MVAR SVC en SE Tintaya de 10 kV, +35/-35 MVAR

(*) Nombre de la barra en la que se instalaría las centrales térmicas a gas natural ubicadas al Sur de Lima

Nota: De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 220 kV Machupicchu – Cotaruse, de aproximadamente 200 km de longitud, a fines del año 2008.

En los gráficos 3.21 al 3.26 se muestra el mapa del Perú con las líneas de transmisión en los niveles de tensión 138 kV y 220 kV para los escenarios Optimista, Base y Pesimista. 3.8 COSTOS MARGINALES En el cuadro N° 3.7 y gráfico N° 3.15 se presentan los costos marginales promedios anuales obtenidos en la barra Santa Rosa 220 kV para el escenario base de expansión térmica. los costos marginales promedio en el período 2003 – 2007 sería de 22,07 US$ / MW.h y para el período 2008 – 2012 el costo marginal promedio sería de 20,70 US$ / MW.h. Este

De efectuarse la ampliación de la CH Machupicchu II Fase, sería necesaria la instalación de una línea de transmisión en simple terna de 220 kV Machupicchu - Cotaruse, de aproximadamente 200 km de longitud, a fines del año 2008

Nota:



comportamiento se debe al ingreso de unidades que utilizan gas natural de Camisea lo que ocasiona que se desplacen unidades de mayor costo de operación. En el período 2008 – 2012 se observa que en los últimos años existe un incremento de los costos marginales lo que se deberá principalmente a la congestión en la zona de Lima.

CUADRO N° 3.7 COSTOS MARGINALES

ESCENARIO BASE

GRÁFICO N° 3.15

COSTOS MARGINALES PROYECCIÓN MENSUAL ESCENARIO BASE

En el cuadro N° 3.8 y gráfico N° 3.16 se muestra los costos marginales promedios anuales obtenidos en la barra Santa Rosa para el escenario de expansión hidrotérmica. En este escenario, la primera etapa (2003 – 2007) muestra un comportamiento similar al de expansión térmica, alcanzando un promedio de 22 US$/MW.h; en la segunda etapa (2008 – 2012), el costo marginal promedio sería de 17,3 US$/MW.h lo cual muestra una disminución en los costos marginales de 3,4 US$/MW.h en comparación con escenario térmico; esto debido a la incorporación de la CH El Platanal en el programa de equipamiento, por lo quenconsecuentemente habrá una operación más económica en el sistema

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Eta pa s m e ns ua le s

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C o s to s Marg in a les

Año Bloque Punta Bloque Media Bloque Base Promedio

2003 32,44 21,70 20,97 23,242004 38,80 24,09 21,92 25,762005 26,85 21,35 18,31 21,132006 23,59 18,89 16,10 18,652007 31,80 20,31 18,53 21,562008 27,74 18,38 16,83 19,412009 25,04 18,69 18,02 19,522010 23,36 17,01 16,54 17,902011 54,31 19,97 19,11 25,502012 36,91 17,96 17,36 20,96

* Los costos marginales están referidos a la barra Santa Rosa 220 kV



CUADRO N° 3.8

COSTOS MARGINALES ESCENARIO HIDROTÉRMICO

GRÁFICO N° 3.16

COSTOS MARGINALES PROYECCIÓN MENSUAL ESCENARIO HIDROTÉRMICO

3.9 EMISIONES – SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL El volumen de emisiones de un sistema interconectado está directamente ligado al consumo de combustibles utilizados por las plantas térmicas generadoras de electricidad, a las características del mantenimiento, años de puesta en servicio del equipamiento y dispositivos de reducción de emisiones.

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Etapas mensuales

US$

/MW

h

Costos Marginales

Año Bloque Punta Bloque Media Bloque Base Promedio

2003 32,22 21,56 20,99 23,162004 38,73 24,05 21,85 25,712005 26,80 21,30 18,30 21,092006 23,55 18,87 16,07 18,612007 31,66 20,21 18,39 21,442008 27,40 17,96 16,39 18,992009 19,76 16,07 15,15 16,352010 16,97 15,04 14,25 15,072011 20,95 16,14 15,63 16,762012 35,21 16,35 15,71 19,32

* Los costos marginales están referidos a la barra Santa Rosa 220 kV



En efecto, para la estimación de emisiones del SEIN se ha tomado como base el consumo de combustible de las centrales que operan en el período de estudio. El dióxido de carbono (CO2) y metano (CH4) son denominados gases de efecto invernadero y su efecto es el calentamiento global de la tierra. Los gases monóxido de carbono (CO), los óxidos de nitrógeno (NOx), los componentes orgánicos volátiles diferentes del metano (COVDM) y el dióxido de azufre (SO2), son tipificados como contaminantes y tienen un efecto inmediato a nivel local; por ello es necesario conocer la concentración en el medio para saber la calidad del aire y comprobar que se encuentra dentro de los límites permitidos . Las principales emisiones producidas en el SEIN para el periodo de estudio, se muestran en los gráficos siguientes. En el gráfico 3.17 se muestra la emisión del dióxido de carbono para los tres escenarios considerados en el estudio. Para el escenario pesimista, el volumen de emisiones pasará de 2 696 MTn en el año 2003 hasta 4 245 MTn en el año 2012, lo que significa una tasa anual promedio de 5,2 %. Para el escenario medio, los volúmenes del CO2 pasarán durante el período de estudio desde 2 887 MTn hasta 5 132 MTn; en este escenario la tasa anual promedio sería de 6.6 %. Finalmente, para el escenario optimista el volumen de emisiones en el año 2003 sería de 3 241 MTn y en el último año llegaría a 7 117 MTn lo que significaría una tasa anual promedio de 9,1 % .

GRÁFICO N° 3.17 EMISIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) EN EL SEIN

En el gráfico 3.18 se muestra la emisión del metano para los tres escenarios. Para el escenario pesimista, el volumen de emisiones pasará de 63 Tn en el año 2003 hasta 81 Tn en el año 2012, lo que significa una tasa anual promedio de 2,8 %. Para el escenario base, los volúmenes del metano pasarán durante el período de estudio desde 69 Tn hasta 100 Tn; en este escenario la tasa anual promedio sería de 4.2 %; y, para el escenario optimista el volumen

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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Escenario Pesimista Escenario Medio Escenario Optimista

Escenario Tasa AnualPesimista 5,2%Base 6,6%Optimista 9,1%



de emisiones en el año 2003 sería de 79 Tn y en el último año llegaría a 137 Tn lo que significaría una tasa anual promedio de 6,4 %.

GRÁFICO N° 3.18 EMISIÓN DEL METANO (CH4) EN EL SEIN

En el gráfico 3.19 se muestra la emisión del monóxido de carbono. Para el escenario pesimista, el volumen de emisiones sería de 730 Tn en el año 2003 y de 1 425 Tn en el año 2012, lo que significa una tasa anual promedio de 7,7 %. Para el escenario base, los volúmenes estarían en el orden de 776 Tn en el 2003 y 1 690 Tn en el 2012; en este escenario la tasa anual promedio sería de 9 %; y, para el escenario optimista el volumen de emisiones en el año 2003 sería de 854 Tn y en el último año llegaría a 2 388 Tn lo que significaría una tasa anual promedio de 12,1 %.

GRÁFICO N° 3.19 EMISIÓN DEL MONÓXIDO DE CARBONO (CO) EN EL SEIN

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Escenario T asa AnualP esimista 7,7%Base 9,0%Opt imist a 12,1%

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Escenario Pes im ista Escenario Medio Escenario Optim is ta

Escenario T asa AnualPesimista 2,8%Base 4,2%Optimista 6,4%



En el gráfico 3.20 se muestra la emisión del óxido de nitrógeno para los tres escenarios. En el escenario pesimista, el volumen de emisiones pasará de 7 MTn en el año 2003 hasta 11 MTn en el año 2012, lo que significa una tasa anual promedio de 4,8 %. Para el escenario base, los volúmenes del óxido de nitrógeno pasarán durante el período de estudio desde 8 MTn en el 2003 hasta 14 MTn en el 2012; la tasa anual promedio sería de 6,3 %; y, para el escenario optimista el volumen de emisiones en el año 2003 sería de 9 MTn y en el último año llegaría a 19 MTn, lo que significaría una tasa anual promedio de 8,8 %.

GRÁFICO N° 3.20 EMISIÓN DEL ÓXIDO DE NITROGENO (NOx) EN EL SEIN

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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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Escenario Pes im is ta Es cenario Medio Es cenario Optim is ta

Escenario T asa AnualP esimist a 4,8%Base 6,3%Opt imist a 8,8%

3. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL...

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