resumen ejecutivo

Informe COES/DP-01-2012 “Propuesta Definitiva de Actualización del

Plan de Transmisión 2013 - 2022”

12/09/2012

Propuesta Definitiva

Informe DP–01–2012 Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 13

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Setiembre-2012

COES

VOLUMEN I

1 Resumen Ejecutivo

La presente Actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022 (PT) es elaborada por

el COES como parte de las funciones de interés público que le fueron asignadas por la

Ley de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley 28832). Asimismo, en la

elaboración del presente estudio se ha cumplido con lo establecido en el Reglamento

de Transmisión, DS N° 027-2007-EM (RT), así como los “Criterios y Metodología para

la Elaboración del Plan de Transmisión”, R.M. N° 129-2009-MEM/DM (la Norma).

El estudio para la formulación del PT es de periodicidad bienal, y tiene como objetivo

la identificación de los requerimientos de equipamiento de transmisión para un

horizonte de 10 años. En el estudio del PT se consideran diversos escenarios de

crecimiento de la demanda, expansión de la generación y otros.

En el presente informe se exponen los resultados del estudio de Actualización del Plan

de Transmisión correspondiente al período 2013 – 2022.

El PT tiene dos productos principales, el Plan Vinculante 2018 y el Plan de

Transmisión 2022. El Plan Vinculante 2018 es el aquel conformado por proyectos

cuyas actividades para su ejecución deben iniciarse dentro del periodo de vigencia del

PT, es decir entre los años 2013 y 2014. El Plan de Transmisión 2022 está

conformado por los proyectos vinculantes y no vinculantes.

El presente informe está compuesto por tres volúmenes:

Volumen I: Que comprende el cuerpo principal del informe del PT, en el cual se

expone el proceso de planificación, premisas, datos, cálculos, análisis,

resultados y conclusiones del estudio.

Volumen II: Que comprende los anexos al Informe, en los cuales se presenta

información detallada de los datos, cálculos, análisis y resultados del estudio.

Se incluyen también los archivos electrónicos de ingreso y salida de datos de

los modelos utilizados (PERSEO, DigSilent Power Factory y TOR)

Volumen III: Que comprende los anteproyectos del Plan Vinculante 2018 y del

Plan de Transmisión 2022 (no vinculante) propuestos en el informe, en los

cuales se presenta la ingeniería de cada uno de ellos acorde a los

requerimientos de la normativa que regula el PT.

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COES

El estudio considera variaciones de tasas de crecimiento anual promedio de demanda

en el horizonte de 10 años que pueden variar entre 4,0 y 9,5%, con lo que la demanda

anual del SEIN para el año 2022 podría alcanzar hasta 96 000 GWh (13 000 MW),

más de dos y media veces la demanda actual. Además, se considera una variedad en

la estructura de la oferta de generación con diferentes hipótesis de participación

térmica y renovable, entre 40 y 60%. Estas dos incertidumbres, junto con la hidrología,

costos de combustibles y costos de inversión, condujeron al desarrollo de más de

47000 escenarios de evaluación para los dos años analizados: 2018 y 2022.

Como resultado del proceso, se concluye que el Plan Vinculante para el año 2018 es

el siguiente:

En el Plan Vinculante destaca el importante reforzamiento de la transmisión Centro-

Sur con la implementación del segundo circuito a 500 kV (Mantaro – Marcona – Nueva

Socabaya – Montalvo) con lo que se conforma una 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

Plan Vinculante 2018Repotenciación a 250 MVA (60 %) de la L.T. Trujillo - Cajamarca 220 kV existente

(1)

Repotenciación a 250 MVA (30%) de la L.T. Tingo María - Vizcarra - Conococha 220 kV existente (1)

Repotenciación a 80 MVA (60%) de la L.T Aguaytía - Pucallpa 138 kV existente(**) (2)

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Paragsha - Vizcarra 220 kV existente (1)

S.E. Carapongo 1ra etapa (1)

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Pachachaca-Callahuanca 220 kV existente (1)

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Pomacocha-San Juan 220 kV existente (1)

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Huanza-Carabayllo 220 kV existente (***) (1)

L.T. Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya 500 kV (1)

L.T. Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV (*) (1)

L.T. Azangaro - Juliaca - Puno 220 kV (1)

Banco de Condensadores de 20 MVAR en 60 kV en la subestación Pucallpa (**) (1)

(*) 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.

(1) Costos estimados a nivel de anteproyecto

(2) Costos estimados en base a los modulos de costos estandares de Osinerg

Costo de Inversión 463 Millones U$$

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COES

proyectos térmicos e hidroeléctricos a ser desarrollados en esa zona. La configuración

del enlace propuesto se muestra en la siguiente figura:

También en este Plan Vinculante destaca la implementación de la Subestación

Carapongo, para el suministro troncal de energía a Lima Metropolitana, bajo una

configuración como se muestra en la siguiente figura:

Con esta configuración se podrá conformar un sistema de transmisión troncal a 220 kV

y 500 kV que podrá brindar suficiente capacidad y confiabilidad el suministro eléctrico

San

JuanChilca

Planicie

HuincoCallahuanca

Carabayllo

Zapallal

Ref.

Zinc

500 kV

500 kV

220

kV

220

kV

490

MW

430

MW

1400 MW 700 MW

1700

MW

700

MW

Capacidad de Suministro:

•Sin generación local: 4500 MW

•Con generación local: 5400 MW

S.E. Carapongo

Configuración y Capacidades del Sistema de Suministro a Lima con Nueva S.E. Carapongo

2da etapa

•Segundo circuito a 500 kV al sur, para conformar

un esquema de transmisión fuerte y de gran

capacidad

• Suficiente para atender los incrementos de

demanda del Sur y grandes proyectos térmicos e

hidroeléctricos

• Inversión a nivel de anteproyecto :

372 Millones US$

• Longitud : 900 km

• Fecha de Entrada : Antes del 2018

• Inversión a nivel anteproyecto:

14,5 Millones US$

• Fecha de Entrada : Antes del

2018

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COES

a los sistemas de transmisión de las concesionarias de transmisión hacia el largo

plazo.

Las fechas requeridas probables de ingresos de los Proyectos del Plan Vinculante

2018, bajo dos escenarios de demanda (medio y optimista) y las fechas disponibles

estimadas de anteproyectos, se presentan en el cuadro siguiente:

Nota: para estimar la fecha requerida se hizo una simulación en PERSEO para la demanda base. Las fechas disponibles se basan en los cronogramas de los Anteproyectos (1) Requerido el 2016 por congestión, necesidad manifestada al MINEM mediante carta COES/D-124-2012 del 21.06.2012 (Anexo 3). (2) Requerido el 2016 por congestión de la línea Azángaro – Juliaca 138 kV por demanda y generación en la zona de Sur Este. (3) Requerido por restricciones operativas actuales (bajos niveles de tensión, obligando a operar generación fuera de Orden de Mérito ).

El estudio concluye que el Plan de Transmisión para el año 2022 es el siguiente:

No se incluye los proyectos vinculantes, que también son parte del PT.

Demanda

Media

Demanda

Optimista

Repotenciación a 250 MVA (60 %) de la L.T. Trujillo - Cajamarca 220 kV existente 2018 2018 2015

Repotenciación a 250 MVA (30%) de la L.T. Vizcarra - Conococha 220 kV existente 2018 2018 2015

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Paragsha - Vizcarra 220 kV existente 2017 2017 2015

S.E. Carapongo 1ra etapa 2016 2015 2016

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Pachachaca-Callahuanca 220 kV existente 2017 2016 2015

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Pomacocha-San Juan 220 kV existente 2017 2016 2015

Repotenciación a 250 MVA (60%) de la L.T. Huanza-Carabayllo 220 kV existente 2016 2016 2015

Repotenciacion a 75 MVA (50%) de la L.T Aguaytia - Pucallpa 138kV existente (*) 2015 2015 2015

L.T. Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV (1) 2016 2016 2017

L.T. Azangaro - Juliaca - Puno 220 kV (2) 2016 2016 2017

Banco de Condensadores de 20 MVAR en 60 kV en la subestación Pucallpa (3) 2013 2013 2015

(*) En el proyecto de repotenciación Aguaytía - Pucallpa 138 kV, la fecha de ingreso esta justificado por el P lan de Inversiones asociado y para la fecha disponible estimada se tomo en cuenta proyectos similares de repotenciación.

Proyectos Incluidos en el Plan Vinculantes

Fecha

Disponible

Estimada

Fecha Requerida

Plan de Transmisión 2022Conexión de la L.T. Chiclayo - Piura 220 kV a la S.E. La Niña 220 kV

L.T. Trujillo - Cajamarca 500 kV

L.T. Tingo María - Conococha 220 kV

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 (**)

Nota: Todos estos costos fueron estimados de acuerdo a los modulos de precios de Osinerg

(*) Sustentado por el criterio de confiabilidad N-1 de la Norma

(**) Conexión Internacional con Ecuador

Costo de Inversión 773 Millones U$$

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En el Plan destaca la expansión del sistema de 500 kV: L.T. Nueva Yuncán –

Paramonga - Trujillo - Cajamarca, L.T. Mantaro – Nueva Yanango – Nueva Yuncán y

Nueva Yanango – Carapongo, como se muestran en las siguientes figuras:

También el Plan de Transmisión 2022 contempla la conformación del anillo 220 kV

Arequipa-Cusco – Puno - Moquegua – Arequipa, importante refuerzo que afianzará la

transmisión en la zona Sureste para atender el incremento de carga y generación en el

área.

Entre las posibilidades de Interconexión Eléctrica Internacional del Perú, la

Interconexión con Ecuador es la que tiene el más alto potencial de desarrollo. Debido

a que en este país se encuentran en construcción más de 2 750 MW de capacidad de

nuevas centrales hidroeléctricas, con entrada en servicio por el año 2016, y la

•L.T. Nueva Yuncán – Nueva Paramonga – Trujillo 500 kV.•L.T. Trujillo – Cajamarca 500 kV.

Proyectos Área Centro – Norte

Proyectos Área Sierra – Costa Centro

• 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• Conexión de la L.T. Mantaro - Independencia 220 kV a la S.E. Huancavelica 220 kV• L.T. Nueva Yuncán - Nueva Yanango 500 kV• L.T. Mantaro – Nueva Yanango - 500 kV• L.T. Nueva Yanango - Carapongo 500 kV

• Parte del esquema de transmisión troncal del SEIN.

• Permite conectar la nueva generación hidroeléctrica de la

zona de la zona centro, descongestionando los enlace

existentes.

• Segundo enlace de 500 kV al Norte

• Mejora la confiabilidad

• Permite atender las demandas de la

zona.

• Facilitará la conexión de las futuras

grandes CC.HH. y una posible

conexión con Ecuador.

• Inversión estimada:

283,4 Millones US$

• Longitud : 775 km

• Fecha de Entrada : Antes del 2022

• Inversión estimada:

250,5 Millones US$

• Longitud: 420 km

• Fecha de entrada : Antes del 2022

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COES

distancia entre los puntos más cercanos de los sistemas de transmisión troncal a 500

kV de ambos países (la S.E. La Niña en el Perú y la S.E. El Milagro en el Ecuador),

será del orden de 450 km. El Plan de Transmisión 2022 incluye el enlace de

interconexión de 500 kV Perú – Ecuador, en una primera etapa con un circuito,

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 siguiente

figura:

Vistos los excedentes de generación que dispondrá el Sistema Eléctrico Nacional del

Ecuador en un Mediano Plazo, se estima que la interconexión podrá ser explotada

inicialmente como una importación de energía desde el Ecuador, para luego, cuando

se desarrollen las grandes centrales hidroeléctricas del Norte, se aproveche con mayor

plenitud la complementariedad hidrológica entre las cuencas de ambos países.

Dado el estado de maduración de esta interconexión, se propone que el tramo del

Enlace de Transmisión Perú – Ecuador, en el lado peruano (S.E. La Niña hasta la S.E.

Frontera Perú - 325 km) sea incluida en el Plan de Transmisión 2022, acogiéndose al

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COES

numeral 14.2 del RT en el que el PT comprende las instalaciones de interconexiones

internacionales.

Conforme a lo indicado en la Norma, se ha hecho una comprobación del Plan de

Transmisión al quinto año adicional del horizonte del estudio, es decir al año 2027,

verificándose que los proyectos del Plan se mantienen como soluciones consistentes

en el tiempo.

En el estudio también se presenta una Visión de Largo Plazo de la Evolución del

Sistema de Transmisión a 500 kV del SEIN (Ver figura siguiente). En ella se plantea

una estructura de transmisión troncal que brinde confiabilidad al SEIN 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, al

Brasil, y hacia Chile y Bolivia.

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 antes del año 2018.

También 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 pueda encontrarse ya en operación por el año 2016.

Se recomienda que, para la mejora de la confiabilidad en el Sistema Troncal de 500

kV, se establezca que las nuevas centrales mayores (del orden de 200 MW a más)

que ingresen al SEIN se conecten a ese nivel de tensión, a fin de fortalecer su

desempeño estacionario, dinámico y transitorio en los intercambios de energía entre

las zonas, y así mejorar la confiabilidad y la seguridad del SEIN.

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Visión de Largo Plazo de la Evolución del Sistema de Transmisión a 500 kV.

Plan Vinculante

Plan de

Transmisión 2022

Plan Transitorio

Enlaces a 500 kV

Visión a futuro de

Estructura de Sistema en 500 kV

INTERCONEXIÓN

ECUADOR-COLOMBIA

INTERCONEXIÓN

BRASIL

INTERCONEXIÓN

CHILE

EL MILAGRO

LA NIÑA

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