4 sistemas aislados mayores - ministerio de energía...

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2003 72

4 SISTEMAS AISLADOS MAYORES : PROYECCIONES 4.1 SISTEMA ELÉCTRICO IQUITOS El sistema eléctrico de Iquitos se encuentra ubicado en el departamento de Loreto (ver Gráfico N° 4.1) y abastece de energía eléctrica a la ciudad de Iquitos. Es uno de los sistemas aislados más grandes y antiguos que existen. La capacidad instalada de este sistema es de 46,7 MW, conformada principalmente por grupos Diesel de media velocidad que utilizan petróleo residual. La concesión de este sistema ha sido otorgada a la empresa ELECTRO ORIENTE S.A.

GRÁFICO N° 4.1 SISTEMA ELÉCTRICO IQUITOS-UBICACIÓN GEOGRÁFICA

Desde el punto de vista de mercado, el sistema eléctrico de Iquitos es el más importante, seguido del sistema Tarapoto-Moyobamba-Bellavista. Los sistemas Jaén-Bagua y el de Puerto Maldonado son relativamente más pequeños. El sistema eléctrico de Iquitos lo conforma la central térmica de Iquitos, que a su vez está compuesta básicamente por cuatro grupos Diesel que operan con petróleo residual correspondientes a unidades Wartsila (GD60) y una unidad Mak Caterpillar (GD70) que entró en operación en enero de 2002. Otras unidades instaladas son las unidades GD10 y GD20 que operan con combustible Diesel y han sido instaladas como soluciones de emergencia para satisfacer los crecimientos de demanda de los últimos dos años.



En el cuadro N° 4.1 se muestra la proyección de demanda de potencia y energía para este sistema. La demanda máxima de potencia se incrementará desde 27,4 MW en el 2003 hasta 40,3 MW en el año 2012, es decir crecerá a una tasa anual promedio de 4,36 %. Por otra parte la demanda en energía se incrementará desde 146 GW.h hasta 215 GW.h durante el período de análisis, es decir la tasa promedio anual de crecimiento sería de 4.38 %.

CUADRO N° 4.1 SISTEMA ELÉCTRICO IQUITOS-PROYECCIÓN DE DEMANDA

El plan de expansión óptimo para este sistema se muestra en el cuadro N° 4.2. Las unidades a ingresar en los años 2005, 2006 y 2010 son grupos Diesel de media velocidad de 6 MW cada uno.

CUADRO N° 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO IQUITOS-PLAN DE EXPANSIÓN ÓPTIMO

POTENCIA ENERGÍA(MW) (MW.h)

2 003 27,4 146 2502 004 28,8 153 6702 005 30,3 161 7632 006 31,7 169 2292 007 33,1 176 6982 008 34,5 184 1692 009 36,0 192 1732 010 37,4 199 6422 011 38,8 207 0982 012 40,3 215 101

No incluye consumos propios

Año

2003 27,41 31 3,59

2004 28,83 31 2,17 5 313 803***

2005 1X6MW* 30,26 37 6,74 4 419 428***

2006 1X6MW* 31,69 43 11,31

2007 33,12 43 9,88

2008 34,54 43 8,46

2009 35,97 43 7,03 5 313 803***

2010 1X6MW* 37,4 49 11,6

2011 38,83 49 10,17

2012 40,25 49 8,75

un año antes de la puesta en servicio*** Estas inversiones corresponden al grupo unidad nueva a instalarse, se considera las inversiones ** En la oferta se está considerando la capacidad existente más la capacidad del plan óptimo

INVERSIONES US $

DEMANDA (MW)

OFERTA** (MW)

BALANCE (MW)

* Unidad diesel de media residual con petróleo residual Nº 6

AÑOPLAN DE

EXPANSIÓN OPTIMO



El costo marginal de energía para el sistema Iquitos en el período de estudio resulta 67,92 US$/MW.h en tanto que la tarifa para este sistema, que se basa en el costo medio de generación estará entre los 95 y 100 US$/MW.h. La magnitud de la demanda de potencia y energía y su respectivo crecimiento, además de la distancia al punto más cercano del SEIN, hacen poco posible su conexión a este sistema en el período de estudio. 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO MALDONADO El sistema eléctrico de Puerto Maldonado localizado en el departamento de Madre de Dios abastece a la ciudad del mismo nombre (Ver Gráfico 4.2). Cuenta con una capacidad instalada de 5,25 MW conformada por grupos Diesel de alta velocidad que utilizan petróleo Diesel N° 2. La empresa ELECTRO SURESTE S.A. es la concesionaria encargada de operar este sistema. El sistema eléctrico de Puerto Maldonado es completamente térmico, cuyas unidades de alta velocidad operan con combustible Diesel, en vista que por la magnitud de la demanda no se justifica el uso de unidades lentas en base a combustibles residuales.

GRAFICO N° 4.2 SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO MALDONADO-UBICACIÓN GEOGRÁFICA



La proyección de demanda en este sistema eléctrico se muestra en el cuadro N° 4.3. Se observa que durante el período de estudio, la demanda del sistema de Puerto Maldonado se incrementará desde 3,90 MW en el año 2003 hasta 5,81 MW en el año 2012. El plan de expansión óptimo para este sistema se muestra en el cuadro N° 4.4, en el cual se aprecia que en los primeros años del periodo de estudio existe poca confiabilidad en el sistema debido a la imposibilidad de agregar generación, solucionándose en los años siguientes con el ingreso de 3 unidades de 1 MW en el 2005, 1 unidad en el 2008 y otra unidad de 1 MW en el 2012

CUADRO N° 4.3

SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO MALDONADO-PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

CUADRO N° 4.4 SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO MALDONADO-PLAN DE EXPANSIÓN ÓPTIMO

POTENCIA ENERGÍA(MW) (MW.h)

2 003 3,90 14 9602 004 4,16 15 9582 005 4,42 16 9562 006 4,68 17 9532 007 4,85 18 6062 008 5,03 19 2962 009 5,20 19 9492 010 5,37 20 6002 011 5,63 21 5982 012 5,81 22 288

No incluye consumos propio

Año

2003 3,9 3,05 -0,85

2004 4,16 3,05 -1,11 930 532***

2005 3X1MW* 4,42 6,05 1,63

2006 4,68 6,05 1,37

2007 4,85 6,05 1,2 310 177***

2008 1X1MW* 5,03 7,05 2,02

2009 5,2 7,05 1,85

2010 5,37 7,05 1,68

2011 5,63 7,05 1,42 310 177***

2012 1X1MW* 5,81 8,05 2,24

un año antes de la puesta en servicio

BALANCE (MW)

* Unidad diesel de alta velocidad residual con petróleo destilado Nº 2

* * * Estas inversiones corresponden al grupo unidad nueva a instalarse, se considera las inversiones

INVERSIONES US $

** En la oferta se está considerando la capacidad existente más la capacidad del plan óptimo

AÑOPLAN DE

EXPANSIÓN OPTIMO

DEMANDA (MW)

OFERTA** (MW)



Las interconexión de este sistema con el SEIN tiene aún posibilidades limitadas con la Línea de Transmisión San Gabán – Mazuco – Puerto Maldonado, puesto que este proyecto sólo tiene nivel de estudios preliminares, requiriéndose mayor maduración y búsqueda de financiamiento

El costo marginal de energía para el sistema Puerto Maldonado en el período de estudio resulta 154,40 US$/MW.h, en tanto que la tarifa para este sistema, que se basa en el costo medio de generación, y por la naturaleza de la operación necesaria en este sistema, con unidades de generación que emplearían Diesel 2 velocidad alta, estaría en un promedio de 182 US$/MW.h

4.3 SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO-MOYOBAMBA-BELLAVISTA Este sistema comprende tres centros importantes de carga localizados en el departamento de San Martín y conectados mediante una línea de transmisión de 138 kV y otras cargas o plantas de generación conectados mediante un sistema de 60 kV. Este sistema es operado por Electro Oriente S.A.

GRÁFICO N° 4.3 SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO-MOYOBAMBA-BELLAVISTA

UBICACIÓN GEOGRÁFICA



El sistema eléctrico Tarapoto – Moyobamba – Bellavista cuenta con dos centrales de generación : la central hidráulica de Gera y la central térmica de Tarapoto. La demanda máxima de este sistema se estima crecerá desde 18,65 MW en el 2003 hasta 22,70 MW en el año 2012, es decir la tasa anual será de 2,208 %, en cambio la demanda de energía se incrementará desde 84,98 GW.h en el año 2003 hasta 103,42 GW.h en el año 2012, la tasa de crecimiento en este caso sería de 2,206 % (ver cuadro N° 4.5). Es importante señalar que en esta proyección sólo se está considerando el crecimiento vegetativo de la demanda, puesto que la incorporación de cargas especiales no están consideradas debido a que no cuentan con el sustento adecuado.

CUADRO N° 4.5 SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO-MOYOBAMBA-BELLAVISTA:

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Electro Oriente S.A. viene elaborando los estudios de preinversión de la central hidroeléctrica Gera II. El objetivo del proyecto es la utilización de las aguas turbinadas de la central hidroeléctrica existente Gera en cascada, mediante un túnel de aducción de 377m de longitud y una tubería de presión de 55 m de longitud para alimentar un grupo de 1,5 MVA. El proyecto no cuenta a la fecha con estudios sustentatorios de factibilidad técnico - económica que permita ser considerada como alternativa de generación para el sistema eléctrico Tarapoto-Moyobamba-Bellavista, por lo que no ha sido considerado en el período de expansión en esta oportunidad. Otra alternativa de expansión se da con la central hidroeléctrica Los Naranjos de 1,6 MW; sin embargo sólo cuenta con estudios de preinversión a nivel de factibilidad que requiere mayor maduración y búsqueda del financiamiento para poder ser considerado como alternativa en el Plan Referencial de Electricidad. El plan de expansión óptimo considera la instalación de un grupo de 6 MW en el año 2005 y otro grupo de 6 MW en el año 2006, ver cuadro N° 4.6.

Potencia EnergíaMW MW.h

2 003 18,65 84 9822 004 19,05 86 8062 005 19,48 88 7392 006 19,91 90 7132 007 20,35 92 7282 008 20,80 94 7822 009 21,26 96 8782 010 21,73 99 0162 011 22,21 101 1962 012 22,70 103 420

Año




CUADRO N° 4.6 SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO-MOYOBAMBA-BELLAVISTA

PLAN DE EXPANSIÓN ÓPTIMO

El costo marginal de energía para el sistema en el período de estudio resulta 59,44 US$/MW.h, en tanto que la tarifa para este sistema, basada en el costo medio de generación, varía entre los 78 y 84 US$/MW.h. Existe la posibilidad de interconectar este Sistema Eléctrico Regional al SEIN a través de la proyectada línea en 138 kV Tocache - Bellavista, que es un proyecto estudiado por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del MEM pero que no cuenta con los recursos económicos ni el financiamiento para su ejecución. 4.4 SISTEMA ELÉCTRICO JAÉN - BAGUA

Este sistema comprende dos centros importantes de carga conectados mediante líneas de transmisón de 60 kV y otras cargas o plantas de generación conectados mediante líneas de 22,9 kV. Estos centros de carga se encuentran localizados en los departamentos de Cajamarca y Amazonas. La empresa Electro Oriente S.A. administra la operación de este sistema por encargo de ADINELSA (Ver Gráfico N° 4.4). El sistema eléctrico Jaén – Bagua cuenta con dos centrales de generación principales : la central hidráulica La Pelota y la central hidráulica El Muyo, con dos unidades cada una.

2003 18,65 17,21 -1,44

2004 19,05 17,21 -1,84 5 313,803***

2005 1X6MW* 19,48 23,21 9,73 4 419,428***

2006 1X6MW* 19,91 29,21 15,3

2007 20,35 29,21 8,86

2008 20,8 29,21 8,41

2009 21,26 29,21 7,95

2010 21,73 29,21 7,48

2011 22,21 29,21 7

2012 22,7 29,21 6,51

un año antes de la puesta en servicio

INVERSIONES US $

* Unidad diesel de media residual con petróleo residual Nº 6

*** Estas inversiones corresponden al grupo unidad nueva a instalarse, se considera las inversiones** En la oferta se está considerando la capacidad existente más la capacidad del plan óptimo

DEMANDA OFERTA** BALANCEAÑOPLAN DE

EXPANSIÓN OPTIMO



GRÁFICO N°.4.4

SISTEMA ELÉCTRICO JAÉN - BAGUA: UBICACIÓN GEOGRÁFICA

Se estima que la demanda máxima del sistema Jaén – Bagua crecerá desde 7,16 MW en el año 2003 hasta 10,12 MW en el año 2012, es decir con una tasa de crecimiento de 3,91 % y para la demanda de energía el crecimiento sería desde 31 GW.h en el 2003 hasta 44,5 GW.h en el 2012 con una tasa anual de 3,92 % (ver cuadro N° 4.7).

CUADRO N° 4.7 SISTEMA ELÉCTRICO JAÉN - BAGUA: PROYECCIÓN DE DEMANDA

Potencia EnergíaMW MW.h

2 003 7,16 31 471

2 004 7,46 32 813

2 005 7,78 34 205

2 006 8,11 35 661

2 007 8,42 36 966

2 008 8,73 38 384

2 009 9,06 39 833

2 010 9,4 41 322

2 011 9,75 42 885

2 012 10,12 44 491

Año




El plan de expansión óptimo del sistema Jaén – Bagua considera el ingreso de 2 unidades de un MW en el 2005, una unidad de 1 MW en los años 2006, 2009 y 2012 tal como se muestra en el cuadro N° 4.8

CUADRO N°.4.8 SISTEMA ELÉCTRICO JAÉN - BAGUA: PLAN DE EXPANSIÓN ÓPTIMO

El costo marginal de la energía en el sistema varía estacionalmente, siendo casi nulo cuando éste es determinado por centrales hidroeléctricas, incrementándose en los períodos de estiaje cuando el marginal es determinado por los grupos Diesel de alta velocidad, en tanto que la tarifa para este sistema, que se basa en el costo medio de generación variaría entre los 50 US$/MW.h. y los 65 US$/MW.h. Existe la posibilidad de que este Sistema Eléctrico Regional pueda interconectarse al SEIN a través de la proyectada LT Carhuaquero – Jaén 138 kV, cuyos estudios lo está impulsando la Dirección Ejecutiva de Proyectos del MEM y cuenta con un financiamiento comprometido de 75 %. 4.5 EMISIONES

Las principales emisiones para los sistemas aislados se muestran en los cuadros siguientes. Los valores mostrados hacen referencia a las emisiones de gases de efecto invernadero y gases contaminantes del medio ambiente que se estiman para cada sistema. Estos gases son los mismos mostrados para el sistema interconectado nacional (CO2, CH4, CO, NOx) .

2003 7,16 5,88 -1,28

2004 7,46 5,88 -1,58 620 354***

2005 2X1MW* 7,78 7,88 0,1 310 177***

2006 1X1MW* 8,11 8,88 0,77

2007 8,42 8,88 0,46

2008 8,73 8,88 0,15 310 177***

2009 1X1MW* 9,06 9,88 0,82

2010 9,4 9,88 0,48

2011 9,75 9,88 0,13 310 177***

2012 1X1MW* 10,12 10,88 0,76

año antes de la puesta en servicio

INVERSIONES US$

* Unidad diesel de alta velocidad residual con petróleo destilado Nº 2

* * * Estas inversiones corresponden al grupo unidad nueva a instalarse, se considera las inversiones un ** En la oferta se está considerando la capacidad existente más la capacidad del plan óptimo

AÑOPLAN DE

EXPANSIÓN OPTIMO

DEMANDA (MW)

OFERTA** (MW)

BALANCE (MW)



En el gráfico N° 4.5 se muestra las emisiones del dióxido de carbono para cada sistema aislado, en el cual el sistema de Iquitos presenta valores superiores a los otros sistemas, y se incrementan desde 99,47 MTn en el año 2003 hasta 146 MTn en el año 2012.

GRÁFICO N° 4.5 EEMMIISSIIOONNEESS DDEE MMOONNÓÓXXIIDDOO DDEE CCAARRBBOONNOO ((CCOO22))

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

103 T

n

Iquitos Tarapoto,Moyobamba,B.V. P. Maldonado Jaen, Bagua

Los valores de proyección mostrados en el gráfico N° 4.6 corresponden a las emisiones del metano CH4 para cada sistema aislado, en el cual se puede apreciar que las emisiones predominantes siguen siendo del sistema aislado de Iquitos, cuyos valores crecerán desde 3,9 Tn en el año 2003 hasta 5,73 Tn en el año 2012.

GRÁFICO N° 4.6 EEMMIISSIIOONNEESS DDEELL MMEETTAANNOO ((CCHH44)) EENN SSSSAAAA

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tn

Iquitos Tarapoto, Moyobamba, B.V. P. Maldonado Jaen,Bagua



Los gráficos N° 4.7 y N° 4.8 se muestran las emisiones del monóxido de carbono y el óxido de nitrógeno respectivamente Al igual que los gráficos anteriores se aprecia el predominio del sistema aislado de Iquitos. Para el monóxido de carbono las emisiones de este sistema varían de 19 Tn en el año 2003 a 28 Tn en el año 2012 y para el óxido de nitrógeno el crecimiento sería de 259 Tn en el año 2003 a 382 Tn en el año 2012 .

GRÁFICO N° 4.7 EEMMIISSIIOONNEESS DDEELL MMOONNÓÓXXIIDDOO DDEE CCAARRBBOONNOO ((CCOO)) EENN SSSSAAAA

0

5

10

15

20

25

30

35

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tn

Iquitos Tarapoto,Moyobamba,B.V. P. Maldonado Jaen, Bagua

GRÁFICO N°.4.8 EMISIÓN DEL ÓXIDO DE NITROGENO (NOx) EN SSAA

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tn

Iquitos Tarapoto,Moyobamba,B.V. P. Maldonado Jaen,Bagua

4 sistemas aislados mayores - ministerio de energía...

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