La presentación trata acerca de la situación actual del mercado eléctrico peruano, del marco técnico normativo y aspectos de inversión público – privada, de los servicios complementarios y referencias operativas en el SEIN (inflexibilidades), de la participación de las tecnologías renovables, de los escenarios futuro y su impacto en el parque de la generación eléctrica, en la red de transmisión y distribución y usuarios finales, de las interconexiones internacionales, de la distribución eléctrica, algunos aspectos de los smart grids, entre otros.
2. Índice
Situación actual del mercado eléctrico peruano.
Marco técnico normativo y aspectos de inversión público – privada.
Servicios complementarios y referencias operativas en el SEIN (inflexibilidades).
Participación de las tecnologías renovables.
Escenarios futuro y su impacto en el parque de la generación eléctrica, en la red de
transmisión y distribución y usuarios finales.
Interconexiones internacionales.
Distribución eléctrica. Smart grids: retos y soluciones.
Sistema de Supervisión.
4. Situación actual del mercado eléctrico peruano
TEMAS RELEVANTES DEL SECTOR ENERGIA QUE SE DEBEN ABORDAR EL PRIMER MENSAJE DEL PRESIDENTE
I) Posición respecto al futuro del gas natural
‐ Consolidar el desarrollo del Gasoducto Sur Peruano considerando las existencias probadas o por ser probadas de las reservas
de gas natural en los lotes que correspondan.
‐ Enfatizar que se debe utilizar el gas natural de la manera más eficiente. Derogar los costos marginales idealizados y la
declaración de precios. El despacho de las centrales térmicas se debe efectuar por eficiencia.
‐ Con la próxima renovación de contratos con el productor, se debe sostener un precio real del gas natural en atención a
criterios de escasez (no eternamente dispondremos del recurso).
‐ Queda el manifiesto de sustentar si se debe continuar exportando el gas natural, el cual constituye un recurso no renovable.
II)Eliminar distorsión en los cargos de transmisión del Sistema Principal de
Transmisión
‐ Se deben restablecer las señales económicas de mercado y eliminar la intervención política del Estado. No se debe ampliar la
vigencia de los Costos Marginales Idealizados. Se debe derogar la Declaración del Precio Único del Gas Natural. En la medida
que los Costos Marginales se incrementen los subsidios por primas de Recursos Energéticos Renovables disminuirán.
‐ Significa establecer un nuevo mecanismo de pago de capacidad (de oferta) que promueva con señales económicas de
mercado verdaderos compromisos de inversión de parte del aparato privado.
5. Situación actual del mercado eléctrico peruano
TEMAS RELEVANTES DEL SECTOR ENERGIA QUE SE DEBEN ABORDAR EL PRIMER MENSAJE DEL PRESIDENTE
III) Evitar perjuicios financieros a Electroperú
‐ Electroperú desde el 2001 ha venido participando con avales en los desarrollos de proyectos emblemáticos para el sub sector
electricidad. Se lo consideró con contratos take or pay para el contrato de suministro de la CT Ventanilla y también en la
conversión de las unidades a gas natural en la CT Santa Rosa. Luego ha sido considerad su participación con garantías en
contratos de suministro para las CCHH Chaglla, Cerro del Aguila y Pucará en la subasta de Proinversión. Finalmente debe celebrar
un contrato de modalidad también take or pay para solventar el desarrollo del Gasoducto Sur Peruano.
‐ Se debe revisar la política sectorial para los efectos de la gestión de la empresas públicas. Estas a la fecha han visto disminuidas
su capacidad de acción.
IV) Con relación a la exportación
‐ Nuestros países vecinos han modificado sus matrices de energía, las han hecho bastante competitivas. Ecuador no viene
exportando energía a 2 US$/MWh, y en Chile en el Gran Norte en algunas barras la energía es inferior a los 50 US$/MWh. Los
excedentes con los que cuenta nuestro SEIN son Diesel y ello no es inferior a los 150 US$/MWh. Esto significa que no somos
competitivos.
‐ Para volver a ser competitivos se requiere más inversiones en hidráulicas, disponer que se les brinde energía y potencia firme a
la centrales RER para que puedan competir en el mercado, y obtener (demostrar) que el Gosuducto Sur Peruano cuenta con
molécula y a un precio también competitivo.
6. Situación actual del mercado eléctrico peruano
TEMAS RELEVANTES DEL SECTOR ENERGIA QUE SE DEBEN ABORDAR EL PRIMER MENSAJE DEL PRESIDENTE
V) Abordar la decisión política de PLANIFICAR
‐ Si pudiésemos calcular los sobre costos que han significado incorporar muy importantes magnitudes de generación térmica no
solo para ser operadas con gas natural sino que inicialmente, como es el caso de las centrales de Reserva Fría, para ser operadas
con diésel, así como incorporar muchas líneas de transmisión para atender demanda que nunca se instaló, estaríamos hablando
de millones y millones de soles.
‐ Se deben recoger dos lecciones en todos estos años de vigencia de la Ley de Concesiones Eléctricas
1. Planificar con un Estado sin capacidad de gestión, no hace posible la inversión necesaria.
2. Dejar todo al mercado sin planificación no es un camino seguro a largo plazo, solo crea la posibilidad de crecimiento en el corto plazo, pero
no el bienestar a futuro
Luego, SE DEBE:
1. Efectuar una planificación del sector a mediano y largo plazo basado en la diversificación de la matriz energética,
asegurando el cubrimiento de la demanda.
2. Dotarle eficiencia al Estado como agente planificador y promotor de las inversiones, siendo un agente
complementario a la participación privada en proyectos estratégicos.
3. Mejorar el marco normativo coherente con la evolución del sector.
4. Establecer mecanismos que permitan el manejo sostenible del sector con responsabilidad social, la conservación
del medio ambiente y la Consulta Previa a las comunidades.
13. Situación actual del mercado eléctrico peruano
Nota: Se considera la potencia instalada de las centrales fotovoltaicas y eólica.
TIPO
POTENCIA
(MW)
Térmica 5522
Hidráulica 3850
Eólica 146
Fotovoltaica 100
TOTAL 9618
Nuestra matriz tiene una significativa
predominancia térmica producto de
mantener una señal de precio de Gas
Natural baja.
En sistemas eléctricos como el nuestro,
un mayor aporte de oferta con
Recursos Energéticos Renovables (RER)
no es una situación viable por temas de
inflexibilidad técnica (estabilidad, entre
otros), en otros sistemas esto se supera
con interconexiones internacionales
fuertes, aspecto que carecemos.
Moraleja: se requiere
impulsar el desarrollo
de centrales
hidroeléctricas y
afianzar sus
respectivos reservorios
(trasvases)…
Parque de Generación
15. Situación actual del mercado eléctrico peruano
Parque de Generación
Nota: Se considera la potencia instalada de las centrales fotovoltaicas y eólicas.
Respecto a la participación en la oferta de generación
mostrada se destacan principalmente las empresas Enersur
(Engie), Edegel (Enel), Kallpa Generación, Electroperú y
Fenix Power, cuya participación en su conjunto representa
alrededor del 65 %.
Siempre la variable que a veces pasa desapercibida
(pero es muy importante) en estos tipos de mercados,
es la concentración: 5 empresas representan el 65 o 70%
de la oferta (MW). Debemos preguntarnos quien
comprará la CH Chaglla (aunque algunos peritos indican
que tiene problemas técnicos civiles) y los activos de
Duke Energy que están en venta?... Probablemente sea
Luz del Sur, ésta hasta ahora no se constituye una
empresa de generación para no contravenir aspectos de
la Ley Antimonopolio que indica nos trasgrede.
16. Situación actual del mercado eléctrico peruano
Inversiones en Líneas deTransmisión (en km)
Nota:
• Valorización actual sistema (2018): 2600 millones de US$.
• No incluye Plan de Transmisión COES 2019‐2024
AÑO 500 KV 220 KV TOTAL TOTAL EQ. % ACUMUL.
1995 0 3130 3130 3130
2005 0 5614 5614 5614 79%
2015 1808 7469 9277 12893 312%
2018 2708 9085 11793 17209 450%
Somos testigos de un extraordinario crecimiento de la
infraestructura en transmisión. Luego de la dación de la Ley 28832
y su reglamentación al respecto esta actividad esta “desregulada” y
solo se puede observar que dentro de pocos años los espacios por
servidumbres serán un problema y derivará en el incremento
unitario del valor de las líneas de transmisión.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1995 2005 2015 2018
500 kV
220 kV
Km líneas de transmisión
17. Situación actual del mercado eléctrico peruano
Inversiones en Líneas deTransmisión
Año 2015Año 2005
Siempre comentan que
la demanda se contrajo
(menor demanda
minera) y por ello es
que se tienen algunas
LLTT como elefantes
blancos que la demanda
está pagando, se debe
mejorar la supervisión
del Plan de Transmisión
que elabora el COES.
¿Se debe avanzar a una
planificación integral
(G‐T)?
18. Situación actual del mercado eléctrico peruano
Evolución de la Capacidad de Generación
Nota: Se considera la potencia
instalada de las centrales
fotovoltaicas y eólica.
TIPO DE
GENERACIÓN
POTENCIAEFECTIVA
(MW)
PARTICIPACIÓN
(%)
Hidroeléctrica 4,858.2 40.22
Termoeléctrica 6,880.8 56.97
Solar 96.0 0.79
Eólico 243.2 2.01
TOTAL 12,078.11 100.00
POTENCIA EFECTIVA POR TIPODE GENERACIÓN
Fuente COES
Nuestra matriz tiene una significativa predominancia térmica producto de mantener una señal de
precio de Gas Natural baja.
24. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Mercado de la Generación
• La legislación establece que la provisión de la demanda de los Usuarios
Regulados debe estar permanentemente asegurada mediante contratos
entre Generador y Distribuidor.
La tarifa eléctrica se determinaba administrativamente bajo criterios de largo
plazo, no tomaba en cuenta las situaciones de abundancia o escasez de un
momento en particular.
• El año 2004, ante un incremento notable de precios de corto plazo producto
de un incremento no previsto de demanda y baja afluencia hidrológica, no
se renuevan los contratos y se produce una crisis (caso de estudio).
No es posible cortar el suministro de los Usuarios Regulados, quienes pagan
por sus consumos pero ningún generador estaba interesado en cobrar el
precio regulado pues el precio de corto plazo resultaba más atractivo.
Antecedentes del Mercado de Generación
25. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
• El análisis de los hechos que ocurrieron en el año 2004 evidenciaban que el
problema del sistema no fue de falta de capacidad, sino de falta de energía
económica y de reserva fiable que dio lugar a precios muy altos de corto plazo.
• En julio de 2006 con la dación de la Ley Nº 28832, denominada Ley para
Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se modificó una serie
de dispositivos establecidos en la anterior Ley de Concesiones Eléctricas.
Las empresas distribuidoras que no puedan cubrir toda su demanda mediante
negociaciones bilaterales con las generadoras, podrán licitar la demanda no
cubierta.
Antecedentes del Mercado de Generación
Mercado de la Generación
27. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
• Distribuidores efectúan licitaciones para atender la demanda de usuarios regulados, se
establecen contratos a precio firme, el proceso de licitación y los precios máximos son
establecidos por el OSINERGMIN. La oferta es por el componente de energía. Se estableció
una etapa transitoria (Cuarta Disposición Complementaria de la Ley 28832).
Nuevo Diseño del Mercado de Generación
Mercado de la Generación
32. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Estructura del Mercado Eléctrico
MEM: Ministerio de Energía y Minas
GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
INDECOPI: Instituto de Defensa de la Competencia y la Propiedad Intelectual
COPRI: Comité de Privatización
COES: Comité de Operación Económica del Sistema
N = Normatividad
C = Concesiones
F = Fiscalización
R= Regulación
PR = Planeamiento Referencial
D = Defensa del Consumidor
L = Libre Competencia
P = Privatización
r = Reclamos
R
GART ‐ OSINERGMIN INDECOPI COPRI
N,PR
F
P
TD,L
D
F, rR
r
N
MEM
N,C F
Usuarios
COES
Empresas
36. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Estructura del Mercado Eléctrico
Tipos de Mercado
Promover la autonomía del
Regulador, a partir de
políticas de mercado y no vía
reglas impuestas.
Generar procedimientos
transparentes que haga
predecible los resultados de
la fijación de tarifas.
Revisar el modelo tarifario.
(NO EXISTE)
M W h
M W h
TRANSM ISORES
US$
CONTRATO
CONSUM IDORES
REGULADOS
REDES SST REDES M T /BT COM ERCIALIZACION
DESPACHO TRANSFERENCIA
SPOT
REDES SST REDES SPT
GENERADORES
G1 G2
NEGOCIOS CON
CONTRATOS
DISTRIBUIDORES
COES
(NO EXISTE)
CLIENTE
LIBRE
M W h
US$
US$SPOT(NO
EXISTE)
39. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa regulatoria
Evolución del Marco Técnico-Legal para el Fomento de RER
En mayo de 2008, el Estado Peruano emitió el Decreto Legislativo 1002 que promueve la
inversión para la generación de electricidad con el uso de Recursos Energéticos Renovables
(‘RER’,.en adelante), tales como la energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, la biomasa y
las pequeñas hidroeléctricas con una capacidad instalada de hasta 20MW (On‐grid y Off‐grid).
44. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa regulatoria
Licitaciones
• 2008: Decreto Legislativo N° 1041, complementa la LCE y la Ley N° 28832
estableciendo un incentivo económico para que las centrales que usan gas
natural se adecuen a poder utilizar otro combustible en casos de
restricciones en el suministro de gas natural (generación dual).
Origina que PROINVERSION subaste como generación dual la
Reserva Fría de generación que fuera solicitada conforme el MINEM lo
considere anualmente, a propuesta del COES.
45. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa regulatoria
Licitaciones
• 2010: Decreto de Urgencia N° 032-2010, hasta diciembre de 2012, las
licitaciones para suministro de energía eléctrica a que se refiere la Ley Nº
28832 tendrían en cuenta los lineamientos que estableciera el MEM
respecto a la participación de cada tecnología y a los plazos para iniciar las
licitaciones. De ser necesario, a fin de cumplir con tales lineamientos el
MINEM podía conducir o encargar a PROINVERSION la conducción de los
procesos de licitación para el suministro de energía a los Usuarios
Regulados.
46. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa regulatoria
Licitaciones
• Contratos Ley:
Decreto Legislativo N° 674 (DL 674), que declara de interés nacional la
promoción de la inversión privada en el ámbito de las empresas que
conforman la Actividad Empresarial del Estado, y del Decreto Legislativo
N° 1012 (DL 1012) que aprueba la Ley Marco de Asociaciones Público –
Privadas para la generación del empleo productivo y dicta normas para la
agilización de los procesos de promoción de la inversión privada, el
Ministerio de Energía y Minas ha encargado a PROINVERSION la
realización de procesos de promoción de la inversión privada en la
provisión de electricidad.
47. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa regulatoria
Licitaciones
• Contratos Ley:
Los procesos de licitación han culminado con la suscripción de
contratos con rango de ley aplicables a concesiones individuales, en
algunos casos pudiendo establecer condiciones especiales para el
adjudicatario, respecto de la aplicable a otros agentes que se rigen por
la legislación general prevista en las normas generales. A la fecha se
tiene suscrito por parte el MEM diversos contratos ley en materia de
generación eléctrica.
51. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa regulatoria
Esquema Actual del Mercado de Generación
Osinergmin fija
Precio Básico de
Potencia (LCE)
COES fija Costos
Marginales de
Corto Plazo
(LCE/Ley 28832)
Contratos de compra-
venta de electricidad
privados
Licitaciones para el
SPE supervisadas
por Osinergmin
(Ley 28832)
Negociaciones no
supervisadas, pero
con precio límite
para el SPE (LCE)
MINEM establece
metas de
generación RER
(DL 1002)
Contratos de
suministro RER con
MINEM
MINEM-Osinergmin
efectúan subasta
Inversionista decide
construir central de
generación+
Margen de Reserva
Real
MINEM aprueba Margen de Reserva
Ideal que no depende de los contratos
suscritos de venta de electricidad
(LCE)
COES compara y notifica a
MINEM si Margen de
Reserva Real menor que
Margen de Reserva Ideal
(DL 1041/Ley 29970)
MINEM encarga subasta
de Reserva Fría ó de
Potencia
Proinversion efectúa
subasta
(DL 674/DL1012)
Contratos Ley de
inversión con
MINEM
MINEM encarga a Proinversion algún
proyecto de generación por política
energética o por interés nacional
(p.e. hidroeléctricas por el
DU 032-2010)
SPE: Servicio Público de Electricidad.
52. Marco técnico normativo y aspectos de inversión
Evolución normativa técnica - generación
1992
NTCSE
1997 1999
NTCOTRSI
Ley de
Concesiones
Eléctricas
Ley 28832
Servicios
Complementarios
2006
DL 1002
Generación de
Electricidad con
Energía Renovables
NTIITR
20082007
DL 1221
Generación
distribuida
NTCSE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.
NTCOTRSI: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN.
NTIITR: Norma Técnica para el Intercambio de Información para la Operación del SEIN.
2005
NTCOTRSI
(actual)
NTIITR
(actual)
2012
PR‐21
RPF
20132001
PR‐22 PR‐21
RESERVA
ROTANTE
DEL SEIN
2015
PR‐22
RSF
SCADA
/AGC
2014
Los procedimientos del COES:
De 1994 al 2000 eran aprobados por el COES.
De 2001 al 2006 eran aprobados por el MINEM.
De 2006 en adelante son aprobados por el Osinergmin.
PR‐20
Se requiere también brindarle la debida
importancia al tratamiento del marco
normativo técnico para evitar innecesarias
controversias o intervenciones de INDECOPI
o el Poder Judicial (Recursos de Amparo)
54. Servicios complementarios y referencias operativas
Inflexibilidades Operativas
Inflexibilidades en las Unidades de Generación
Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG
Una unidad es inflexible cuando las características técnicas de la unidad hacen que genere en una hora a pesar de que su
precio es superior al costo marginal del sistema. CREG
Identificación de unidades inflexibles
En la declaración de disponibilidad de los generadores del día anterior al despacho, cada generador notifica la inflexibilidad
en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante la ejecución de la operación se puede modificar la
inflexibilidad, las cuales pueden ocurrir por:
Una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para suministrar demanda
adicional incremental (variación positiva o negativa) del sistema. (Ej.: Unidades con generación restringida por limites
de exportación de áreas o por limitaciones de nivel de embalses o número de unidades en línea).
Una unidad es inflexible cuando por sus características técnicas su generación programada en el despacho ideal para la
hora presenta limitantes que origina cambios en el programa de generación en por lo menos una unidad de generación
con menor precio de oferta.
Una unidad es inflexible cuando por cualquier condición después del cierre del período de ofertas y antes del período
definido para reporte de información al redespacho, el generador modifica su disponibilidad declarada para el despacho
económico.
55. Servicios complementarios y referencias operativas
Inflexibilidades Operativas
MÍNIMA CARGA
TIEMPO MINIMO DE ARRANQUE
CARGOS ADICIONALES
EDI
RPF (BESS)
RSF
DAMPER
TIEMPO MÍNIMO DE OPERACIÓN
CV / CVNC
HEO
RENDIMIENTO
CH CON EMBALSES Y DE PASADA
CALDERO RECUPERADOR
CONTRATOS DE LARGO PLAZO
RESERVA FRÍA
NODO ENERGETICO
COYM
PBP PBE
MARGEN DE RESERVA
POTENCIA EFECTIVA
DUALIDAD
RER
COGENERACIÓN
SGT (SPT) / SCT(SST)
DUALIDAD ONLINE
DEFINICIONES INVOLUCRADAS
57. Servicios complementarios y referencias operativas
CostosVariables
Los costos variables de las centrales térmicas tienen dos componentes principales los costos variables
combustibles y los costos variables no combustibles.
Los costos variables no combustibles es el costo incurrido por uso de agregados al proceso de
combustión, por consideraciones técnicas de la Unidad de Generación, cuyo consumo guarda una
relación directamente proporcional con la producción de energía de la Unidad de Generación referida.
Entre ellos se encuentran el aceite lubricante en las unidades, la inyección de agua o vapor en las
unidades turbogas, entre otros los cuales tienen un sustento técnico el cual el COES aprueba, es decir no
se puede manipular de ninguna manera sin realizar algún tipo de inversión que minimice el costo o haga
un uso más eficiente de estos agregados.
58. Servicios complementarios y referencias operativas
CostosVariables
El costo variable combustible tiene tres
componentes que lo determinan: el consumo
especifico de calor de la Unidad de
Generación (rendimiento) el cual es calculado
para cada unidad mediante el procedimiento
técnico del COES N°17, el poder calorífico del
combustible el cual es propio del combustible
y finalmente el costo de combustible de la
Unidad de Generación, particularmente los
costos de Gas son declarados ante el COES en
sobre cerrado.
65. Servicios complementarios y referencias operativas
Experiencias en el SEIN
Inflexibilidades Operativas: Fenómeno de Resonancia Subsíncrona (RSS)
En la situación actual, las centrales termoeléctricas que están conectadas de manera directa o están muy cerca
eléctricamente al enlace de 500 kV compensado con bancos de capacitores en serie y que están en la banda de riesgo de
RSS son la CT Puerto Bravo, CT Fénix y CT Santo Domingo de los Olleros.
Mediante la Decisión de la Dirección Ejecutiva del COES N° 001‐2017‐D/COES con fecha 18 de enero de 2017 el COES
dispone la inhabilitación del Banco de Capacitores Serie de 80,2 ohmios de la S.E. Poroma durante la operación de alguna
de las centrales afectadas por el fenómeno de RSS.
Esta decisión implica una reducción en el límite de transmisión del enlace Centro‐Sur del SEIN con el único objetivo que
las unidades en riesgo de sufrir el fenómeno RSS puedan operar.
Particularmente el área operativa sur del SEIN se caracteriza por depender de los enlaces de transmisión para satisfacer su
demanda, una reducción del límite de transmisión de estos enlaces implica la operación de unidades con un costo
variable elevado encareciendo el costo de operación.
67. Servicios complementarios y referencias operativas
Experiencias en el SEIN
Existe un mayor número de unidades con un alto costo variable(C.V.) en el Área
Operativa Sur del SEIN
En el área centro del SEIN existe abundante generación hidroeléctrica, además de
centrales de generación térmica con bajo C.V.
El enlace permite transportar esta energía, de bajo costo, al área operativa sur
mediante el enlace de 220kV y 500kV.
Una falla en algunos de los enlaces implica el arranque de unidades caras ubicadas
en el área sur del SEIN.
Enlace de Transmisión Centro-Sur
Inflexibilidades Operativas: Congestión Enlace Centro‐Sur
70. Servicios complementarios y referencias operativas
Experiencias en el SEIN
8:00-17:00h 17:00-23:00h 23:00-08:00h
Todos los enlaces de la
Interconexión Centro-Sur
en servicio
860 860 860
Un circuito de la línea de
220kV fuera de servicio
680 680 680
La línea de 500kV fuera de
servicio
470 470 470
Dos cirsuitos de la Línea de
220kV fuera de servicio
620 590 630
Dos circuitos paralelos de
la Línea de 220kV fuera de
servicio, estando el SVC
de San José fuera de
servicio
400 425 400
OPERACIÓN DELOS
ENLACES DE
INTERCONEXIÓN
LÍMITE DE TRANSMISIÓN (MW) POR BLOQUE
HORARIO
Enlaces Centro Sur
Inflexibilidades Operativas: Congestión Enlace Centro‐Sur
71. Servicios complementarios y referencias operativas
Experiencias en el SEIN
Unidades que Operaron
por congestión del Enlace
Centro ‐ Sur
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
800.0
900.0
,
SAN JOSE
L‐5036
COTARUSE
L‐2052
COTARUSE
L‐2051
Inflexibilidades Operativas: Congestión Enlace Centro‐Sur
72. Servicios complementarios y referencias operativas
Experiencias en el SEIN
Inflexibilidades Operativas: Imposibilidad de Usar Combustible Alternativo(Dualidad)
En el año 2009 las unidades TG3 y TG4 de la CT Ventanilla solicitaron y obtuvieron la calificación de
unidad dual, con lo cual adquieren el derecho a remunerar por el cargo de Compensación adicional
por seguridad de suministro.
Con documento GGEyC‐378‐2012 del 28/11/2012 Edegel informo en copia al Osinergmin de la falla
de unidad TG4 de la central Ventanilla “que la mantuvo fuera de servicio desde el 13 de marzo al 17
de mayo del presente año, el fabricante razón por la que recomienda no operar esta unidad con
Diesel”, señalado que a partir de la fecha quedan SIEMENS ha determinado como causa más
probable de Ia distorsión del flujo de combustible en los inyectores al operar con Diesel (efecto
soplete), fuera de servicio las unidades TG3 y TG4 para operar con Diesel.
Mediante Resolución N° 002‐2013‐0S/GFE/G de febrero 2013 se suspendió la calificación de
dualidad de la CT Ventanilla (TG3 y TG4) hasta que la empresa informe a OSINERGMIN sobre su
disponibilidad.
73. Servicios complementarios y referencias operativas
Experiencias en el SEIN
• Se ubica en el conducto de gases
calientes de salida de la TG, entre ésta y
la HRSG.
• Es el componente primordial para lograr
la independencia de los ciclos térmicos
TG y TV, desvinculando el acoplamiento
térmico entre ellos.
• Es accionado hidráulicamente, opera en
condiciones normales para arranque en
ciclo simple y luego pase a CC, y en
emergencias en el ciclo de vapor para
mantener operando la TG en ciclo simple,
y luego de reparar el defecto volver al CC
sin afectar la carga del CC.
ASPECTOS CONSTRUCTIVOS
RELEVANTES ‐ DAMPER• Inflexibilidad del caso Ventanilla
Inició sus operaciones sin
automatizar su Damper
80. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
Ficha Técnica de Unidades de Generación
Nombre Equipo/Comb
FENIX CCOMB GT11 ‐ GAS FENIXCCGT11GAS
FENIX CCOMB GT11 & GT12 ‐ D2 FENIXCCGT11GT12D2
FENIX CCOMB GT11 & GT12 ‐ GAS FENIXCCGT11GT12GAS
FENIX CCOMB GT12 ‐ GAS FENIXCCGT12GAS
FENIX GT11 ‐ GAS FENIXGT11GAS
FENIX GT12 ‐ GAS FENIXGT12GAS
Modos de Operación
C.T. FENIX
81. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
1.1 Potencia 1.1.1 Efectiva [MW] 535.00
1.1.2 Mínima [MW] 390.00
1.1.3 Máxima [MW] 550.00
1.2 Velocidad 1.2.1 Toma de carga [MW/min] 0
1.2.2 Reducción de carga [MW/min] 0
1.3 Tiempo 1.3.1 Desde el arranque hasta la sincronizacion [min]
1.3.2 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [min]
1.3.3
De sincronización luego de salir por una
perturbación [min] 480.0
1.3.4 Desde potencia mínima hasta la potencia efectiva [min] 30.0
1.3.5 De arranque en negro (black start) [min] No tiene
1.3.6
Desde la potencia efectiva hasta fuera de
sincronización [min]
1.3.7 Desde fuera de sincronización hasta la parada [min]
1.3.8
Mínimo entre
arranques 1.3.8.1
En situaciones
normales [min]
sucesivos 1.3.8.2
En situaciones
de emergencia [min] 1440.0
1.3.9 Máximo de operación a la potencia mínima [h] 12.0
1.3.10 Mínimo de operación [h] 3.0
Modo de Operación : FENIXCCGT11GT12D2
82. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
1.4 Combustible 1.4.1 Tipo de Combustible Diesel B5 S-50
1.4.2 Poder Calorífico Superior [kJ/kg]
1.4.3 Poder Calorífico Inferior [kJ/kg] 46611.00
1.4.4 Densidad [kg/gal] 3.180
1.4.5
Curva consumo
1.4.5
.1 Coeficiente a 0
de combustible
1.4.5
.2 Coeficiente b 0
1.4.5
.3 Coeficiente c 0
1.4.5
.4 Potencia vs Consumo Com. Ver datos
1.4.6 Consumo de combustible en toma de carga [gal] 0
1.4.6.1
Desde el arranque hasta la
sincronizacion [gal]
1.4.6.2
Desde sincronización hasta la
potencia efectiva [gal] 0
1.4.7 Consumo de combustible en reducción de carga [gal] 0
1.4.7.1
Desde la potencia efectiva
hasta fuera de sincronización [gal] 18514.0
1.4.7.2
Desde fuera de sincronización
hasta la parada [gal] 0
1.5 Rendimiento [kWh/gal] 19.927
1.6 Consumo Específico de Calor [kJ/kWh] 7438.17
1.7 Costos Variables Combustibles
Modo de Operación : FENIXCCGT11GT12D2
83. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
Modo de Operación : FENIXCCGT11GT12D2
1.8 Costos Variables No Combustibles [S/./kWh] CVNC_US*TCambio
1.8.1
Costo Variable de Operación
No Combustible (CVONC) [S/./kWh] 0
1.8.2
Costo Variable de
Mantenimiento (CVM) [S/./kWh] 0
1.9 Costo Total de Arranque - Parada
(CA) [S/./Arranque] 371494.00
1.9.1 Costo comb. de arr.-parada
y de baja eficiencia en
rampas de carga-descarga
(CCbef) [S/./Arranque] 0
1.9.2
Costo de Mantenimiento por
Arranque-Parada (CMarr) [S/./Arranque] 371494.00
1.10 Consumo de servicios auxiliares [kW] 11000.00
1.11 Factor de Potencia 0.85
84. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
UNIDAD 3 C.H. HUINCO
DATOS DE LA UNIDAD
1.1 Código de la Central 272
1.2 Código del
grupo HCO3
1.3 Datos de placa, de pruebas en fábrica y de puesta en servicio, de las unidades de las turbinas y de los generadores
eléctricos.
1.4 Fecha de Ingreso en operación comercial
2 TURBINA
2.1 Tipo Pelton
2.2 Fabricante
2.3 Modelo
2.4 Serie
2.5 Potencia 2.5.1 Efectiva [MW] 68.429
2.5.2 Instalada [MW] 64.6
2.5.3 Nominal [MW] 64.6
2.5.4 Nominal aparente [MVA] 85
2.5.5 Máxima [MW] 68.5
2.5.6 Mínima [MW] 20
2.5.7 De sincronizacion [MW]
2.6 Velocidad 2.6.1 Rotación [rpm] 514
2.6.2 Toma de carga [MW/min] 30
2.6.3 Reducción de carga [MW/min] 30
85. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
UNIDAD 3 C.H. HUINCO
2.7
Tiemp
o 2.7.1
Desde el arranque hasta la
sincronizacion [min] 12
2.7.2
Desde
sincronización
hasta la potencia
efectiva [min]
2.7.3
De sincronización
luego de salir por
una perturbación [min]
2.7.4 De arranque en negro (black start) [min] 45
2.7.5
Desde la potencia efectiva
hasta [min]
2.7.6 Desde fuera de sincronización hasta la parada [min]
2.7.7
Mínimo entre
arranque 2.7.7.1 En situaciones normales [min]
sucesivos 2.7.7.2 En situaciones de emergencia [min]
2.7.8 Máximo de operación a la potencia mínima [h] 8
2.7.9
Mínimo de
operación [h]
2.8 Energía producida 2.8.1 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [kWh]
2.8.2 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [kWh]
2.9 Caudal 2.9.1 Mínimo turbinable [m³/s] 2.04
2.9.2 Máximo turbinable [m³/s] 6.51
2.10 Rendimiento
2.10.1 A condiciones de potencia efectiva [MW/m3/
s] 9.997
2.10.2 Curva de
rendimiento
2.10.2.1 Coeficiente a
a condiciones de 2.10.2.2 Coeficiente b
potencia efectiva 2.10.2.3 Coeficiente c
86. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
UNIDAD 3 C.H. HUINCO
2.11.1 del agua (en un plazo máximo de
dos años para unidades nuevas)
[S/./kWh]
2.11.2
Limitaciones en la
generación 2.11.2.1
Concentracion
de solidos en
suspensión
maximo para
operar [g/l]
4
2.11.2.2
Concentracion
de solidos en
suspensión
minimo para
ingresar [g/l]
2.12 Consumo de servicios auxiliares [kW] 0.29
2.13 Salto neto máximo [m]
2.14 Salto neto mínimo [m]
2.15 Diagrama de Bloques del Sistema de Control Carga-Frecuencia. Indicando los valores
de los parámetros:
constante de inercia de la turbina, constante de tiempo del agua de la turbina, el
ajuste del estatismo
de la unidad de generación, y otros requeridos para los análisis dinámicos.
Nota: Los valores definitivos de 2,14 corresponderán a los obtenidos en las pruebas de puesta en
servicio, donde sea aplicable.
87. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales
UNIDAD 3 C.H. HUINCO
4 OTROS
4.1 Tasa de salida forzada [%]
4.2 Programa de mantenimiento mayor y menor con un horizonte de 12 meses
4.3 Regulador de velocidad de la máquina (Si/No)
4.3.1 Trabaja en modo [Automático/Manual]
4.3.2 Modo de control en [Carga Frecuencia/Potencia Constante]
4.3.3 La banda de variación de frecuencia (Banda Muerta) [Hz]
4.3.4
Estatismo 4.3.4.1 Valor
actual [%] 5
4.3.4.2 Valor en sistemas
aislados [%]
4.3.4.3 Rango de
variación [%] 0-6
88. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales - Dualidad
Base Legal:
- DECRETO LEGISLATIVO Nº 1041
(Publicado el 26 de junio de 2008)
Artículo 6°.- Compensación adicional por seguridad de suministro
OSINERGMIN regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen
con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con
otro combustible. Dicha compensación se denominará compensación por seguridad de suministro.
OSINERGMIN, al fijar la Tarifa en Barra, considerará como mínimo la recuperación de las inversiones en
centrales térmicas de alto rendimiento.
- RESOLUCION N°651 -2008-OS/CD publicada en noviembre 2008
3.4 Costo Unitario Eficiente por Dualidad: Costo eficiente en que se incurre para dotar a la Unidad Dual de
Referencia de la capacidad de operar con diesel 2 como alternativa al gas natural. Se expresa en Nuevos
Soles por kilovatio al mes (S/./kW-mes).
3.5 CUCSS: Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro. Se adiciona como un
componente del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y se expresa en Nuevos Soles por
kilovatio al mes (S/./kW-mes).
89. Servicios complementarios y referencias operativas
Unidades Convencionales - Dualidad
ASPECTOS GENERALES
El CUCSS se establecerá por OSINERGMIN en cada proceso de fijación de Precios en Barra.
Las solicitudes de calificación como Central Dual se efectuarán a la Gerencia de Fiscalización
Eléctrica de OSINERGMIN, teniendo ésta un plazo de 30 días calendario para aceptarla o
denegarla.
Sólo se otorgará esta calificación a las turbinas a gas que garanticen la disponibilidad de
combustible alternativo al gas natural que le permita operar a plena carga como mínimo con 15
días de autonomía durante las Horas de Punta.
Esta disponibilidad se demostrará mediante almacenamiento físico o mediante contratos de
suministro respectivos.
92. Servicios complementarios y referencias operativas
Reserva Fría
Antecedentes:
• En el marco del DU N° 001‐2011 el Ministerio de Energía y Minas solicitó a PROINVERSIÓN efectuar la
convocatoria y conducción de la licitación para la entrega en concesión la instalación y operación de
las centrales de reserva fría nuevas duales ubicadas en Piura, Moquegua y Lambayeque .
• En enero de 2011 el Ministerio de Energía suscribió con EEPSA el contrato de la Reserva Fría de
Generación Planta Talara.
• En enero de 2011 el Ministerio de Energía suscribió con ENERSUR el contrato de la Reserva Fría de
Generación Planta Ilo.
• En julio de 2011 el Ministerio de Energía suscribió con la empresa Planta de Reserva Fría de Éten el
contrato de la Reserva Fría de Generación Planta Éten.
93. Servicios complementarios y referencias operativas
Reserva Fría
Antecedentes:
• En el marco del DU N° 001-2011 el Ministerio de Energía y Minas solicitó a PROINVERSIÓN
efectuar la convocatoria y conducción de la licitación para la entrega en concesión la
instalación y operación de las centrales de reserva fría para Iquitos, Pucallpa y Puerto
Maldonado.
• En agosto de 2012 el Ministerio de Energía suscribió con el Consorcio Energías del Perú un
contrato de Suministro de Reserva Fría para Pucallpa y Puerto Maldonado.
• En setiembre de 2013 Electro Oriente suscribió con Genrent del Perú un contrato de
Suministro de Energía para Iquitos, del proyecto anteriormente denominado “Reserva Fría de
Generación - Planta Iquitos”.
94. Servicios complementarios y referencias operativas
Reserva Fría
Cuando las Centrales de Reserva Fría sean consideradas para efectuar Regulación por Tensión y/o como
Reserva Rotante en el SEIN, aquéllas serán remuneradas sólo por la energía activa que inyecten al sistema
de conformidad con los Procedimientos Técnicos del COES que resulten aplicables.
Central(es) Tipo 1: la(s) Central(es) de Reserva Fría cuyo Contrato establece que sus costos variables sí
forman parte de la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo, cuando operan por prioridad en el
despacho económico.
Central(es) Tipo 2: la(s) Central(es) de Reserva Fría cuyo Contrato establece que en cualquier supuesto de
operación, sus costos variables no se toman en cuenta, para la determinación del Costo Marginal de Corto
Plazo.
Tipos de operación
‐Por seguridad
‐Por potencia y energía
‐Por regulación de tensión
‐Por pruebas aleatorias
95. Servicios complementarios y referencias operativas
Reserva Fría
Las plantas de Reserva Fría serán centrales termoeléctricas que permanecerán apagadas hasta que se
presente una emergencia en el sistema eléctrico en la zona de influencia del proyecto.
Capacidad de operación continua a plena carga en periodos de emergencia, por un mínimo de 10 días.
El tiempo máximo de arranque y sincronización no deberá exceder de treinta (30) minutos, a excepción
del Arranque Autónomo (Black Start), en cuyo caso será sesenta (60) minutos, a partir del llamado
inicial del COES.
Mediante el procedimiento PR‐42 del COES se establecen los criterios económicos aplicables a la
Centrales de Reserva Fría de Generación adjudicadas por la Agencia de Promoción de la Inversión
Privada (PROINVERSIÓN).
97. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia
-La regulación primaria de frecuencia(RPF) es un servicio obligatorio y permanente,
no sujeto a compensación y debe ser prestado por todas las centrales de generación
cuya potencia sea mayor a 10MW. Quedarán exoneradas de tal obligación, las
centrales de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) cuya fuente de
energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz. Procedimiento COES PR-21.
-La Regulación Secundaria de Frecuencia(RSF) constituye un servicio voluntario y
será compensado conforme a lo que establezca el procedimiento técnico del COES
sobre reserva rotante en el SEIN. En el caso que la magnitud de reserva ofertada
voluntariamente para la Regulación Secundaria de Frecuencia sea insuficiente, el COES
asignará con carácter obligatorio dicha reserva a las unidades generadoras que reúnan
las condiciones para tal fin, de acuerdo al referido procedimiento. Procedimiento COES
PR-22
99. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia
‐La frecuencia se debe mantener en todo momento dentro de los límites de calidad de servicio requeridos.
Para ello, los Generadores deberán contar en sus máquinas con equipos que permitan una regulación
automática de su producción, para equilibrar los requerimientos variables del consumo.
‐A esta regulación se la denomina Regulación Primaria de la Frecuencia (RPF). Para que esta regulación sea
efectiva las máquinas que regulan deben ser despachadas por debajo de su carga máxima y así disponer de
un margen de potencia con respecto a su potencia máxima operable denominado Reserva Rotante .
Respuesta automática del regulador: controles de acción rápida.
Período: 0 a 20 segundos después de la perturbación.
Regulación primaria de frecuencia(RPF)‐Parámetros de Desempeño.
103. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia
Para prestar el servicio de RPF, las Unidades o Centrales de Generación, deberán cumplir con lo
siguiente, según el PR‐21 del COES :
a) Operar con el regulador de velocidad en modalidad estatismo (“Droop”), con el limitador del
regulador de velocidad al 100% de su apertura y no tener ningún tipo de bloqueo ni
limitación.
b) Su estatismo permanente, deberá ser ajustable dentro de un rango de 4% a 5%. El COES
establecerá el ajuste de estatismo de las Unidades de Generación del SEIN dentro del estudio
establecido en el numeral 6.2.1 de la NTCOTRSI. El estatismo de las Unidades o Centrales de
Generación que prestan servicio de RPF por otras unidades deberá ser ajustable dentro de un
rango de 2% a 5%
c) Banda muerta, deberá ser ajustada en una magnitud igual o inferior a ±0,05% de la frecuencia
de referencia (± 0,030 Hz)
Requisitos
104. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia Requisitos
a) Tomando la frecuencia de referencia de 60,0 Hz, ante un Evento que ocasione un déficit de generación
(tiempo = cero) igual o mayor a la RRPF del SEIN, la potencia asignada a una Unidad de Generación para RPF
debe comenzar a ser aportada en los 5 primeros segundos y llegar a su valor de aporte asignado antes de los
30 segundos después de ocurrido dicho Evento. Durante la operación del sistema, esta potencia asignada para
RPF debe ser sostenida hasta por 30 segundos adicionales luego de una falla que provoque un déficit de
generación igual al margen asignado para RPF.
b) A partir de los 30 segundos el aporte de RRPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible
por 10 minutos. Este literal no será exigible a las unidades turbovapor, incluyendo las que forman parte de un
ciclo combinado.
c) La siguiente figura resume el cumplimiento de los ítems a) y b) previos.
105. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia
Imposibilidad Técnica de Realizar RPF
En el caso que un Generador considere que sus unidades no cuentan con las condiciones técnicas, u
otras razones justificadas, para participar en el servicio de RPF, deberá someter sus unidades a la
“Prueba para verificar que los generadores cumplan con los requisitos para la RPF”, con la finalidad de
confirmar la mencionada imposibilidad.
Para el caso de las unidades que por otras razones justificadas deleguen el servicio de RPF a otras
unidades, las referidas pruebas servirán para obtener los modelos matemáticos de sus reguladores de
velocidad que permitan mejorar la información técnica por parte del COES para la elaboración de sus
Estudios bianuales.
En caso una unidad que preste el servicio de otra unidad que está imposibilitada de hacerlo, deberá
realizar los ajustes en los parámetros pertinentes del regulador de velocidad, a fin de asumir la porción
reserva asignada de la unidad que no brinda el servicio de RPF, lo cual deberá ser puesto en
conocimiento del COES.
106. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia
Imposibilidad Técnica de Realizar RPF
El COES deberá establecer si la delegación del servicio no afectará la RPF del SEIN,
para lo cual deberá elaborar un Estudio cada dos (02) años donde se establezca la
magnitud máxima de potencia destinada a RPF que puede ser delegada, sin que ésta
afecte la referida prestación a nivel de SEIN.
En el caso que la imposibilidad técnica pueda ser superada por modificaciones o
actualizaciones en los equipos del Agente Generador, éste deberá presentar el plazo en
que adecuará sus equipos para superar tal imposibilidad técnica.
107. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia – Regulación Secundaria
La característica mínima de respuesta exigida en el SEIN, que será tal que ante un evento que
ocasione un déficit/superávit de generación igual o mayor a la magnitud de Reserva para RS
programada, la respuesta para la RS se iniciará en los siguientes 20 segundos después de ocurrido
el evento, estará completamente disponible en los siguientes 10 minutos y a partir de este momento,
podrá sostenerse hasta por 30 minutos adicionales, momento en que se restituirá la reserva asignada
para RS, mediante la modificación del programa de operación considerando los criterios de
seguridad, calidad y mínimo costos operativos. Todo según el PR-22 del COES.
108. Servicios complementarios y referencias operativas
Regulación de Frecuencia
PDO+RS
Calificación de URS Provisión de RS
Asignación
(programación)
Seguimiento y
evaluación
Liquidación
Lineamientos
para el periodo
transitorio
Magnitud de
potencia para
RS
Unidad de gen.
URS
Integrantes interesados
Oferta de
Integrantes
representantes de
las URS
Actas de
compromiso
Precio
tope
URSB
URSA
URSD
Integrante A
Unidad de gen.
Integrante B
Precio ofertado
Disponibilidad del
recurso
energético
Costos
operativos (CV)
Periodicidad
PSM – referencial
PDO – definitivo
TR – cuando se
requiera reprogramar
RS
(para intervalos
horarios)
De la comunicación
Intervalo de evaluación
De la prestación
del servicio
Costo de
oportunidad
Comp. oper. por
RSF
Prestación del
servicio de RS
Pago de la
reserva no
suministrada
(+)
(+)
(+)
(‐)
Para cada URS
Horario
Tiempo continuo de
indisponibilidad de
señal de cualquier
unidad de generación
de la URS.
Límite: 10min.
Frecuencia promedio
horaria.
Tolerancia:
Fconsigna ± 80mHz
110. Servicios complementarios y referencias operativas
Cogeneración
Funcionamiento
Al generar electricidad mediante un dinamo o alternador, movidos por un motor térmico o una turbina, el
aprovechamiento de la energía química del combustible es del 25% al 46% (sobre el poder calorífico inferior), y
el resto debe disiparse en forma de calor. Con la cogeneración se aprovecha una parte importante de la energía
térmica que normalmente se disiparía a la atmósfera o a una masa de agua y evita volver a generarla con una
caldera. Además evita los posibles problemas generados por el calor no aprovechado.
111. Servicios complementarios y referencias operativas
Cogeneración
• El 29/12/2005 fue publicado el D.S. Nº 064‐2005‐EM, con el cual se aprueba el Reglamento de
Cogeneración, posteriormente se publicó el D.S. Nº 037‐2006‐EM emitido el 07/07/06 que aprobó la
“Sustitución del Reglamento de Cogeneración”; finalmente en noviembre del año 2007 se publica el D.S. Nº
082‐2007‐EM, según la cual se modifica nuevamente el Reglamento de Cogeneración quedando establecidos
nuevos valores para el REE y C que son los que están vigentes y se indican en el siguientes cuadro:
Finalmente, el año 2009 se ha modificado una vez más el Reglamento de Cogeneración (Decreto Supremo 052‐2009 – EM); sin embargo
esta vez se mantuvieron los valores mínimos antes mencionados.
Reglamento de Cogeneración en el Perú
112. Servicios complementarios y referencias operativas
Cogeneración
C.T. de Oquendo
La planta de generación de SDF Energía está ubicada en un área de la planta de SDF, especialmente
designada para este fin, la cual está interconectada con las instalaciones que cuenta actualmente SDF, de tal
forma que la producción de vapor y electricidad está asegurada para la planta industrial SDF.
SDF ENERGÍA es la primera planta de co‐generación eléctrica del Perú, contribuyendo una vez más con la
preservación del medio ambiente. SDF deja de usar el gas natural como combustible y lo reemplaza por los
gases calientes generados en su nueva turbina a gas que produce 30MWh de electricidad que son vendidos
a la red pública.
La planta de ciclo de cogeneración para la producción de energía eléctrica y vapor de proceso para la
operación industrial de Sudamericana de Fibras se compone de lo siguiente:
Una turbina de combustión a gas natural (GT).
Un caldero recuperador de calor/generador de vapor con quemadores suplementarios(HRSG, siglas
en ingles de Heat Recovery Steam Generator).
Sistemas auxiliares y de soporte.
La energía eléctrica es producida por un generador síncrono de CA movido por la turbina a gas.
115. Servicios complementarios y referencias operativas
Inflexibilidades operativas
Existe un mayor número de CCTT con altos CV en la zona Sur del SEIN.
En la zona Centro del SEIN existe abundante generación hidroeléctrica, además de
centrales de generación térmica con bajo CV.
Los enlaces permiten transportar esta energía, de bajo costo, al sur mediante el
enlace de 220kV y 500kV. Una falla en algunos de los enlaces implica el arranque de
unidades caras ubicadas en el área sur del SEIN.
Actualmente las CCTT que están conectadas de manera directa o están muy cerca
eléctricamente al enlace de 500 kV compensado con bancos de capacitores en serie
y tienen una banda de riesgo de afectación por Resonacia Sub Síncrona (RSS).
El COES ha dispuesto en el 2017 la inhabilitación del Banco de Capacitores Serie de
80,2 ohmios de la S.E. Poroma para evitar la RSS. Esta decisión implica una reducción
en el límite de transmisión del enlace Centro‐Sur del SEIN con el único objetivo de
preserva el riesgo de afectación de la RSS a ciertas CCTT.
Una reducción del límite de transmisión de estos enlaces implica la operación de
unidades con un costo variable elevado encareciendo el costo de operación.
117. Servicios complementarios y referencias operativas
Inflexibilidades operativas
Afectación del Gas a la Competitividad de las RER
Uso eficiente de los Recursos
Gaseoducto Sur Peruano
Gaseoducto de Camisea
Central Térmica Puerto Bravo (500
MW +/‐ 20%):
Central Térmica Ilo (500 MW +/‐
20%):
Operaran a Gas con la culminación
del Gasoducto Sur.
Posibilidad de declarar costo de
combustible “CERO” para unidades
de generación que utilizan gas.
134. Participación de las energías renovables
Potencial Hidroeléctrico
69 445 MW (1)
Potencial Hidroeléctrico
69 445 MW (1)
Potencial Eólico
22 450 MW (2)
Potencial Eólico
22 450 MW (2)
Potencial Geotérmico
3 000 MW (3)
Potencial Geotérmico
3 000 MW (3)
(1) Atlas del Potencial Hidroeléctrico del Perú – (DGER-MINEM, BM y GEF), 2011
(2) Atlas del Potencial Eólico del Perú – (http://www.foner.gob.pe/atlaseolicolibro.asp)
(3) Battocletti, Lawrence, B& Associates, Inc (1999) “Geothermal Resources in Peru
(4) Plan Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable en el Perú (DGER-
MINEM)
Potencial Solar (4)
Sierra: 5.5 – 6.5 kWh/m2
Costa: 5.0 – 6.0 kWh/m2
Selva: 4.5 – 5.0 kWh/m2
Potencial Solar (4)
Sierra: 5.5 – 6.5 kWh/m2
Costa: 5.0 – 6.0 kWh/m2
Selva: 4.5 – 5.0 kWh/m2
El principal recurso energético renovable del Perú, es el
hidroeléctrico. Si bien existe importante potencial de recursos
Eólicos y Solares, la generación eléctrica en base a estos
recursos no ofrecen la continuidad de servicio que se requiere
para fortalecer la “Seguridad de Abastecimiento” en el SEIN.
Potencial de energías
renovables en Perú
136. Participación de las energías renovables
Geothermal Potential
Existen 6 regiones geotermales, y
las de mayor potencial se
encuentra en la Zona Sur del
Perú, en los departamentos de
Moquegua y Puno.
Solar Potential
El Atlas Solar solo
contiene registros de
rangos promedio de
radiación solar para cada
mes del año.
Factor de planta de 29%.
IRRADIACION SIMILAR AL
GRAN NORTE DE CHILE.
Wind Potential
El mayor potencial se ubica en la
costa del Perú, debido a la fuerte
influencia del anticiclón del
Pacífico y de la Cordillera de los
Andes, que generan vientos
provenientes del suroeste en toda
la región de la costa.
Se estima un potencial sobre los
77 000 MW, de los cuales se
pueden aprovechar más de 22
000 MW.
Factores de Planta de 49%.
Dptos. % Prom. (m/s)
15% 8 9 8,5
30% 7 8 7,5
55% 6 7 6,5
7,2
Velocidades (m/s)
Velocidad Promedio (m/s)
Ica y Piura
Potencial geotérmico
138. Participación de las energías renovables
Resultado de la Cuarta Subasta RER
Se adjudicaron 1739
GWh/año (430 MW).
La competencia dio
como resultado que se
obtuvieran precios con
generación RER, de los
más bajos a nivel
mundial en aquella
fecha (2016).
141. Participación de las energías renovables
Precio Monómico: valor único de la energía
adjudicada.
Ingresos Garantizados: monto anual
garantizado por la energía inyectada al
sistema eléctrico al Precio Monómico.
Ingresos del Mercado SPOT: obtenidos de los
costos marginales.
Prima RER: subsidio insertado en la tarifa de
los usuarios.
Energy Awarded (MWh) X Monomic Price (USD / MWh) = Guaranteed Income (USD)
LOS INGRESOS GARANTIZADOS
145. Índice
Escenarios futuro y su impacto en el parque de la generación eléctrica,
en la red de transmisión y distribución y usuarios finales.
Interconexiones internacionales.
Distribución eléctrica. Smart grids: retos y soluciones.
149. Escenarios futuro y su impacto
Interconexiones Internacionales
Línea 500 kV Alférez –
Jamondino –Inga (2017‐
2020)
2º línea 500 kV La Niña‐Daule
(2020)
Línea 220 kV Laguna
Colorada ‐
ChuquicamataBack to Back + línea 220 kV Los
Héroes – Arica (2017)
Línea HVDC Montalvo – Crucero (2020)
Incrementos de la capacidad
actual interconexión 230kV
1º Línea 500 kV La Niña‐Daule
(2017)
Análisis operación sincrónica 220 kV
(2017)
Bolivia - Chile
Perú - Ecuador
Perú - Chile
Colombia - Ecuador
NO VINCULANTE PARA
LOS PAÍSES
(SINEA)
150. Escenarios futuro y su impacto
Interconexiones Internacionales
Un factor deseable: mejor aprovechamiento de los recursos.
Dos factores clave: seguridad de suministro y cambios climáticos.
En torno a la energía, los temas de mayor discusión y preocupación a escala
mundial se centran alrededor de la seguridad de suministro y los cambios
climáticos. La región latinoamericana tiene perspectivas muy positivas con
respecto a ambos temas. En lo que se refiere a la seguridad de suministro, sus
reservas abundantes de petróleo y gas hacen que sea una exportadora neta de
estos combustibles. Con respecto a los cambios climáticos, la principal fuente
de producción de electricidad, la energía hidráulica, es renovable. Además,
otras fuentes renovables, como la biomasa y la eólica, se muestran
competitivas debido a las características geográficas y climáticas de la región.
También hay una complementariedad de las fuentes: algunos países tienen
mayores reservas de gas, mientras otros poseen más recursos hidroeléctricos
y/o eólicos. Por tanto, las posibilidades de interconexión entre naciones tienen
una buena perspectiva.
Escenarios de Interconexiones Internacionales
153. Escenarios futuro y su impacto
Interconexiones Internacionales
Se han presentado dos iniciativas privadas:
1. Proyecto constituye una interconexión mediante
dos líneas de trasmisión de 220 kV con una
capacidad de transmisión de 150MW, uniendo
Los Héroes (Perú) y Parinacota (Chile).
2. Conexión de gran potencia, (1000MW) luego de
la interconexión de los sistemas interconectados
SIC y SING al interior de Chile.
Habrían varios temas pendientes que normar y
regular, mediante los cuales se acuerde el régimen
aplicable a los intercambios de electricidad, la
operación, seguridad, calidad, precios, etc.. así
corno la designación de interlocutores oficiales que
puedan determinar o acordar condiciones técnicas
y de seguridad para la infraestructura a
desarrollarse, aspectos que a la fecha adolecen de
regulación.
Posible Interconexión Perú - Chile
164. Escenarios futuro y su impacto
Interconexiones Internacionales
• Acuerdos Bilaterales
• Desarrollo de Infraestructura de Transmisión:
Con los enlaces en 500 kV que llegan a
Piura, y el desarrollo de grandes centrales
en la zona norte, se presenta un importante
corredor a 500kV en la ruta a una posible
conexión con Ecuador en 500 kV.
Reforzamiento del Sistema Ecuatoriano.
• Se vienen desarrollando estudios específicos
desde el año 2013.
• Desarrollo de la Generación:
Largo Plazo
Interconexión Perú - Ecuador
168. Escenarios futuro y su impacto
Interconexiones Internacionales
Conclusiones
Las interconexiones en su mayoría responden a dos necesidades relevantes:
1. El mejor aprovechamiento de los recursos.
2. Seguridad de suministro.
Hay otros beneficios colaterales como la integración de las comunicaciones.
La armonización de la regulación viene tomando a la CAN cerca a 15 años. Se podría
evaluar que criterios o premisas podrían trasladarse al caso Chile – Perú.
Hay un elemento que en los sub sectores de ambos países se ha perdido: la
planificación de largo plazo a pesar del buen esfuerzo en Chile de plantear un Plan
Energético al 2050.
Existen inflexibilidades operativas, que sería recomendable se solucionen antes de
poner en marcha un proceso de intercambios de electricidad.
172. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
Decreto Legislativo N° 1221
DECRETO LEGISLATIVO QUE MEJORA LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE
ELECTRICIDAD PARA PROMOVER EL ACCESO A LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ
Adicionalmente al VAD, se incorpora un cargo asociado a la innovación
tecnológica en los sistemas de distribución equivalente a un porcentaje máximo
de los ingresos anuales que tengan coma objetivo el desarrollo de proyectos de
innovación tecnológica y/o eficiencia energética, los cuales son propuestos y
sustentados por las empresas y aprobados por OSINERGMIN, debiéndose
garantizar la rentabilidad de los mismos durante su vida útil .
Tratándose de proyectos que reemplacen a instalaciones existentes deberá
garantizarse el reconocimiento de los costos remanentes de estos últimos en caso
no hayan cumplido su vidas útil.
El Reglamento define los límites para este rubro, así como los criterios técnicos y
económicos, oportunidad, compensaciones tarifarias y el plazo de duración de la
compensación tarifaria
173. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
DECRETO SUPREMO Nº 018‐2016‐EM
“PROYECTOS DE INNOVACIÓN Y/O EFICIENCIA ENERGÉTICA
Artículo 144‐A.‐ Los proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética (PITEC), a los que hace
referencia el artículo 64 de la Ley, tendrán las siguientes especificaciones:
a)En cada fijación tarifaria del VAD, las EDEs podrán presentar los PITEC para ser aprobados por
OSINERGMIN, siempre que éstos justifiquen los beneficios que generarán a los usuarios para su
incorporación en el VAD.
b) OSINERGMIN establecerá en los Términos de Referencia del VAD, los procedimientos y los criterios
técnicos y económicos, para la aprobación de los PITEC; así como, los mecanismos de control y demás
aspectos necesarios para la implementación de los PITEC dentro del periodo regulatorio.
c) El VAD comprenderá un cargo adicional, por unidad de potencia suministrada, para la ejecución de los
PITEC, que cubrirá: i) Los costos de inversión a la tasa establecida en el artículo 79 de la Ley; ii) Los costos de
operación, mantenimiento; y de ser el caso, iii) Los costos de inversión remanentes de instalaciones
existentes. Este cargo será incorporado en cada fijación tarifaria del VAD y tendrá como límite máximo el 1
% de los ingresos registrados de cada EDE en el año anterior a la fijación tarifaria. Los costos serán
distribuidos y recaudados en el período de fijación tarifaria.
174. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
DECRETO SUPREMO Nº 018‐2016‐EM: DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS TRANSITORIAS
DÉCIMA.‐ IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE MEDICIÓN INTELIGENTE
En el marco de la declaración de interés nacional de la promoción del Uso Eficiente de la
Energía para asegurar el suministro de energía, proteger al consumidor, fomentar la
competitividad de la economía nacional y reducir el impacto ambiental negativo del uso y
consumo de los energéticos, previsto en la Ley Nº 27345, las EDEs propondrán a OSINERGMIN
un plan gradual de reemplazo a sistemas de medición inteligente en el proceso de fijación
tarifaria, …… y considerando un horizonte de hasta ocho (08) años de implementación.
24/06/2016
175. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
CostosAsociados
al Usuario
Valor Agregado de
Distribución (VAD)
Costos Estándar de Inversión,
Mantenimiento y Operación
VAD Media Tensión
VADMT
VAD Baja Tensión
VADBT
Pérdidas
Estándar
Cargos Fijos
Innovación
Tecnológica
Se incorpora un cargo asociado a
la innovación tecnológica
Las empresas
Factores de Expansión
de Pérdidas
proponen y
sustentan proyectos de innovación
tecnológica
energética,
y/o eficiencia
los cuales son
aprobados por OSINERGMIN.
Innovación Tecnológica
177. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
DECRETO LEGISLATIVO N° 1221: QUE MEJORA LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE
ELECTRICIDAD PARA PROMOVER EL ACCESO A LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ
Articulo 30:
El concesionario de distribución puede efectuar ampliaciones de su zona de
concesión
Adicionalmente a la concesión, mediante resolución ministerial, el Ministerio de
Energía y Minas determina para cada concesionario de distribución, una Zona de
Responsabilidad Técnica (ZRT), según las condiciones previstas en el Reglamento;
La ZRT comprende áreas definidas geograficamente para lograr el acceso al servicio
eléctrico de todos los habitantes del país, las cuales preferentemente consideran el
límite del ámbito de las Regiones donde opera el concesionario respectivo.
Las redes rurales existentes a la entrada en vigencia de esta Ley que no cumplan con
el Código Nacional de Electricidad, normas técnica, ambientales, municipales u otra
pertinente deberán ser saneadas por el Estado antes de ser transferidas al
concesionario de distribución. Decreto Supremo Nº 033‐2015‐EM (*)
(*) Decreto Supremo que establece los criterios y procedimientos para el financiamiento de la ejecución de proyectos de
electrificación rural de las empresas del ámbito de FONAFE y ADINELSA.
178. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
Artículo 2. Planes de Inversión en Distribución de las empresas distribuidoras bajo el ámbito de
FONAFE
2.1 Cada empresa distribuidora bajo el ámbito de FONAFE debe presentar al Organismo
Supervisor de Inversión en Energía y Minería (a OSINERGMIN), antes del inicio de cada
fijación tarifaria del Valor Agregado de Distribución (VAD), un para el periodo de fijación
tarifaria del VAD que corresponda.
2.2 El Plan de Inversiones en Distribución antes señalado, considera el reforzamiento, ampliación,
remodelación, ahorro energético, mejora de la calidad del servicio, seguridad eléctrica,
seguridad de suministro, innovación tecnológica y cualquier otra medida que mejore la
eficiencia o eficacia de las redes de distribución existentes.
DECRETO LEGISLATIVO N° 1208: QUE PROMUEVE EL DESARROLLO DE PLANES DE
INVERSIÓN EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS BAJO EL ÁMBITO DE FONAFE Y SU
FINANCIAMIENTO
181. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
PLANES DE INVERSIÓN EN DISTRIBUCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Artículo 3.‐ De los Planes de Inversión en Distribución
3.1. Cada Empresa Distribuidora, de acuerdo con los Lineamientos aprobados por
FONAFE dentro de sus competencias, debe presentar a OSINERGMIN un Estudio de
Planeamiento Eléctrico de largo plazo, asociado a un Plan de Inversión en
Distribución para el período de fijación tarifaria del VAD que corresponda. El Estudio
de Planeamiento Eléctrico de largo plazo considera un horizonte de veinte (20) años.
El Plan de Inversión en Distribución antes señalado, considera las inversiones
destinadas a la expansión del sistema eléctrico, las cuales podrán incluir los
reforzamientos, o ampliaciones de capacidad de las redes existentes; así como, las
medidas que señala el numeral 2.2 del artículo 2 del DL N° 1208.
………….
D.S. 023‐2016‐EM – Reglamento del D.L. 1208
184. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
Calidad del Servicio en Distribución Eléctrica
Objetivo
Evolución
SAIFI y SAIDI
1 2 3 4
Periodo Regulatorio
Valores fijados
Desempeño real ED
• El VAD cuenta con un factor de reajuste que se aplica como incentivo
o penalidad para promover la calidad.
• Se tendrá un periodo de adecuación desde los valores reales de cada
concesionario hasta el valor objetivo.
• El incumplimiento de la calidad de suministro dará lugar a
compensaciones a los clientes, pero no generará multas adicionales.
• Incentivo
Penalidad
185. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
VAD SER
Inversiones
100% Estado
Inversiones
100% Empresa
Demanda
VAD
aVNR FFR OyM
100%Estado
Demanda
aVNR OyM
VAD100% Empresa
VAD: Valor Agregado de Distribución.
aVNR: Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo.
FFR: Factor del Fondo de Reposición. (18.67%)
OyM: Costos de Operación y Mantenimiento.
Los costos de OyM de los SER serán los
costos reales auditados, sujetos a un valor
máximo que establece Osinergmin. El valor
máximo se establece sobre la base de
mediciones de eficiencia relativa entre los
SER de las empresas distribuidoras.
El VAD SER considera:
Los costos de conexión eléctrica y el fondo
de reposición de las instalaciones del SER.
Tarifa y criterios sobre el VAD en Sistemas Eléctricos Rurales
186. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
Empresa distribuidora
Estatal
Estudio de Planeamiento
Eléctrico incluye Plan de
Inversiones en Distribución
para el periodo de fijación
del VAD
Periodo de
fijación del
VAD
Aprueba los Planes de
Inversiones en Distribución
y se considera en las
anualidades de inversión
VAD
EL Fideicomiso recibirá las
anualidades que formen parte de
la remuneración tarifaria de la
empresa distribuidora y que
correspondan a las inversiones
aprobadas por OSINERGMIN
Fideicomiso de
Financiamiento de los
Planes de Inversión
Financiamiento de los
Planes de Inversión de las
empresas distribuidoras
Plan de Inversiones de Distribución Eléctrica – Empresas Estatales
Osinergmin
187. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
La ley permitirá que la tarifa eléctrica nacional no sea mayor a
S/0,55 kWh para los usuarios residenciales. En el caso de los
usuarios que tengan tarifas por encima de ésta recibirán un
subsidio del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), que en
conjunto no excederá los S/180 millones al año.
La tarifa será implementada en todo el país y no estará limitada
por el nivel de consumo.
REGLAMENTO DE LA LEY N° 30468, LEY QUE CREA EL MECANISMO DE COMPENSACIÓN
DE LA TARIFA ELÉCTRICA RESIDENCIAL
188. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
Generación
Distribuida
Integración
de
renovables
Generación Distribuida
Artículo 2.‐ Generación Distribuida.
Los usuarios del servicio público de
electricidad que disponen de
equipamiento de generación
eléctrica renovable no convencional
o de cogeneración, hasta la potencia
máxima establecida para cada
tecnología, tienen derecho a
disponer de ellos para su propio
consumo o pueden inyectar sus
excedentes al sistema de
distribución, sujeto a que no afecte la
seguridad operacional del sistema de
distribución al cual está conectado.
condiciones técnicas,
y regulatorias serán
La potencia máxima,
comerciales, seguridad
definidas en el reglamento.
Decreto Legislativo N° 1221
189. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
El creciente desarrollo de los dispositivos electrónicos de
potencia que funcionan con CC, tales como motores de baja
potencia, electrodomésticos, equipos médicos, equipos de
comunicaciones, entre otros, hacen que se generen problemas
relacionados con la calidad del suministro eléctrico, presentando
la necesidad de implementar un nuevo sistema energético que a
su vez permita reducir las pérdidas y facilite la incorporación de
energías renovable( Generación Distribuida).
Distribución en DC
190. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
La industria de la energía está bajo presión para reducir el impacto
sobre el medio ambiente, la adopción de las energías renovables
las cuales en su mayoría son en CC son una alternativa para ayudar
a recuperar al medio ambiente.
De particular interés será el uso futuro de las celdas de combustible
estacionarias y micro redes, ya que muchas fuentes de energía
renovables como la generación fotovoltaica son inherentemente
suministros de CC .
Ventajas:
Generación distribuida e incorporación de energía renovable
191. Escenarios futuro y su impacto
Distribución eléctrica y smart grids
En CC el número de fuentes de generación de energía alternativa
conectadas al sistema aumenta, además de que el uso de un
sistema de distribución en CC hace más fácil la incorporación de
fuentes y almacenadores de energía local.
Ventajas:
Generación distribuida e incorporación de energía renovable