4. Sistemas Aislados Mayores 5. Interconexiones Eléctricas
Anuncio
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS 4. SISTEMAS AISLADOS MAYORES Se analizó la evolución de la generación y transmisión de los siguientes Sistemas Aislados Mayores: • • • • Sistema Aislado de Iquitos Sistema Aislado de Puerto Maldonado Sistema Aislado de Tarapoto-Moyobamba-Bellavista Sistema Aislado de Bagua-Jaén Actualmente se está ejecutando el proyecto de interconexión 138 kV Carhuaquero – Bagua – Jaén que enlazará el Sistema Aislado de Bagua-Jaén con el SEIN. Se considera que con esta infraestructura se cubrirá la demanda de la zona en el período de estudio, razón por la que no se realiza mayor análisis para este Sistema Aislado. 4.1 SISTEMA AISLADO DE 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 39,1 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 Nº 4.1 La proyección de la demanda en bornes de generación del Sistema Aislado de Iquitos, para los escenarios Optimista, Medio y Conservador se muestra en la Cuadro Nº 4.1. Las tasas de crecimiento promedio anual para el período 2006 al PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 144 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS 2015 son de 5,3%, 5,8%, y 4,7% para el escenario medio, optimista y conservador, respectivamente. Cuadro Nº 4.1 Proyección de Demanda de Energía Sistema Aislado de Iquitos 2006 – 2015 (GW.h) Año Optimista Medio Conservador 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Crecimiento Promedio % 163,09 174,54 187,05 199,44 211,59 224,05 236,14 248,47 261,05 273,12 285,37 163,09 173,30 184,85 196,40 207,31 218,42 229,17 240,05 251,08 261,61 272,24 163,09 172,07 182,62 193,33 202,98 212,71 222,05 231,42 240,83 249,75 258,69 5,8% 5,3% 4,7% ∆ Anual Escen. Medio % 6,26% 6,66% 6,25% 5,56% 5,36% 4,92% 4,75% 4,60% 4,19% 4,06% A nivel de potencia se tiene que la máxima demanda de potencia anual estimada a nivel de bornes de generación para el Sistema Aislado de Iquitos es el mostrado en Cuadro Nº 4.2. Las tasas de crecimiento promedio anual para el período 2006 al 2015 son de 4,7%, 5,2% y 4,2% para los escenarios medio, optimista y conservador, respectivamente. Los valores de la máxima demanda para el año 2015 son de 50,57 MW, 53,01 MW y 48,05 MW para los escenarios medio, optimista y conservador, respectivamente. Cuadro Nº 4.2 Proyección de Demanda de Energía Sistema Aislado de Iquitos 2006 – 2015 (MW) Año Optimista Medio Conservador 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Crecimiento Promedio % 31,85 32,42 34,75 37,05 39,30 41,62 43,70 46,16 48,49 50,73 53,01 31,85 32,19 34,34 36,48 38,51 40,57 42,41 44,59 46,64 48,60 50,57 31,85 31,96 33,92 35,91 37,70 39,51 41,09 42,99 44,74 46,39 48,05 5,2% 4,7% 4,2% PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 ∆ Anual Escen. Medio % 1,1% 6,66% 6,25% 5,56% 5,36% 4,52% 5,14% 4,60% 4,19% 4,06% 145 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Dada que la ubicación del Sistema Aislado de Iquitos se encuentra alejada del SEIN, en Selva Baja y debido a que no cuenta con alternativas de generación eléctrica fuera de la térmica a petróleo se consideró la expansión de la generación en base a unidades térmicas a petróleo. En base al balance oferta/demanda se ha obtenido el tamaño y año de ingreso de las unidades, siendo el plan de expansión de la generación óptimo el indicado en el Cuadro Nº 4.3. Cuadro Nº 4.3 Expansión del Parque Generador Sistema Aislado de Iquitos Periodo Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 10 2015 Plan de Expansión Generación Demanda, MW Oferta, MW Reserva de Generación, MW 31,85 32,19 34,34 36,48 38,51 40,57 42,41 44,59 46,64 48,60 33,90 33,90 39,90 39,90 39,90 45,90 45,90 45,90 51,90 51,90 2,05 1,71 5,56 3,42 1,39 5,33 3,49 1,31 5,26 3,30 50,57 51,90 1,33 1x6 MW 1x6 MW 1x6 MW Inversiones, miles US$ 2 692,86 2 692,86 2 692,86 Como se observa, se ha considerado como criterio la incorporación de unidades estándares de 6 MW que es semejante con el tamaño de las unidades existentes que están en el rango de 5 a 7 MW. Los años de ingreso de las unidades propuestas corresponden a 2007, 2010 y 2013. En base a este plan de expansión, se muestra a continuación el Gráfico N° 4.3 con el diagrama unifilar propuesto donde se incluyen las nuevas unidades. La ubicación de las nuevas unidades estará sujeta a la disponibilidad física de ambientes para las nuevas unidades. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 146 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Gráfico Nº 4.3 Como se observa, las 03 nuevas unidades se están incorporando a la C.T. Iquitos Diesel Wartsila existente, considerando que su infraestructura podría alojar nuevas unidades. Por los resultados de la evaluación de expansión óptima, se tiene que para el sistema aislado de Iquitos la expansión sólo considere la generación térmica, debido a que no es posible por el momento una interconexión con el SEIN. 4.2 SISTEMA AISLADO DE 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 N° 4.4). Cuenta con una capacidad instalada de 6,2 MW conformada por grupos Diesel de alta velocidad que utilizan petróleo Diesel N° 2. La empresa Electro Sur Este 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. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 147 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Gráfico Nº 4.4 Sistema Eléctrico Puerto Maldonado – Ubicación Geográfica La demanda en bornes de generación del sistema Puerto Maldonado, se muestra en la Cuadro Nº 4.4. La tasa de crecimiento para el único escenario para el período 2006 al 2015 es de 9,7%. Cuadro Nº 4.4 Proyección de Demandas Anuales de Energía Sistema Aislado Puerto Maldonado 2006 - 2015 (GW.h) Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Escenario Único 20,90 24,13 26,57 29,18 32,01 35,22 38,39 41,24 44,91 48,74 52,97 ∆ Anual % 15,45% 10,08% 9,84% 9,70% 10,02% 9,01% 7,43% 8,90% 8,52% 8,67% Para la demanda de potencia a nivel de bornes de generación, la máxima demanda estimada para el Sistema Aislado de Puerto Maldonado se presenta en el Cuadro Nº 4.5. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 148 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Cuadro Nº 4.5 Proyección de Demandas Anuales de Potencia Sistema Aislado Puerto Maldonado 2006 - 2015 (MW) Escenario Único 5,18 5,92 6,35 6,94 8,06 8,87 9,67 10,39 11,31 12,28 13,34 Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 ∆ Anual % 14,1% 7,28% 9,32% 16,20% 10,02% 9,01% 7,43% 8,90% 8,52% 8,67% En este caso se observa que la tasa de crecimiento promedio (2006 – 2015) para el Sistema Aislado de Puerto Maldonado es del orden 9,9%, incrementándose su máxima demanda de 4,46 MW (2005) hasta los 11,47 MW en el 2015. La interconexión del Sistema Aislado de Puerto Maldonado al SEIN ya se encuentra en ejecución y consiste en un enlace a 138 kV y 66 kV desde la C.H. San Gabán (Línea Transmisión 138 kV y 66 kV San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado). Este proyecto considera la construcción de una línea de transmisión en 138 kV que partirá desde la barra de San Gabán, llegando hasta la zona de Mazuko, en donde se instalará una subestación de transformación de tres devanados de 138/66/33 kV. De dicha subestación de transformación partirá una línea en 66 kV hasta la ciudad de Puerto Maldonado, en donde se implementará otra subestación de transformación de 66/33/10 kV para el suministro al sistema de Puerto Maldonado, tal como se detalla en el diagrama unificar siguiente (ver Gráfico N° 4.6). Gráfico Nº 4.6 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 149 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS 4.3 SISTEMA AISLADO DE TARAPOTO-MOYOBAMBA-BELLAVISTA Este sistema comprende tres importantes centros de carga localizadas en el departamento de San Martín y conectados mediante una línea de transmisión de 138 kV. Adicionalmente se tienen otras cargas o plantas de generación conectadas mediante un sistema de transmisión en 60 kV. Este sistema es operado por Electro Oriente S.A. Gráfico 4.7 Sistema Eléctrico Tarapoto-Moyabamba-Bellavista Ubicación Geográfica Gráfico 4.8 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 150 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS La demanda en bornes de generación del sistema de Tarapoto-MoyobambaBellavista, se muestra en la Cuadro Nº 4.6. Cuadro Nº 4.6 Proyección de Demanda de Energía Anual Sistema Aislado de Tarapoto, Moyobamba y Bellavista 2006 - 2015 (GW.h) Año Optimista Medio Conservador 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Crecimiento Promedio 106,74 117,80 127,71 137,78 147,88 158,46 168,36 176,59 187,27 197,87 208,94 106,74 116,99 126,31 135,81 145,16 154,85 163,89 171,17 180,83 190,44 200,45 106,74 116,2 124,9 133,9 142,4 151,2 159,4 165,8 174,4 183,00 191,93 6,9 % 6,5 % 6,0 % ∆ Anual Esc. Medio (%) 9,60% 7,97% 7,52% 6,88% 6,68% 5,84% 4,45% 5,64% 5,31% 5,26% Respecto a la demanda de potencia, se tiene que en este Sistema TarapotoMoyabamba-Bellavista, la máxima demanda anual en bornes de generación presenta los valores del Cuadro Nº 4.7. Cuadro Nº 4.7 Proyección de Demanda de Potencia Anual Sistema Aislado de Tarapoto, Moyobamba y Bellavista 2006 - 2015 (MW) Año Optimista Medio Conservador 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Crecimiento Promedio 26,47 27,48 29,79 32,14 34,49 36,96 39,27 41,19 43,68 46,15 48,73 26,47 27,29 29,46 31,68 33,86 36,12 38,22 39,92 42,18 44,42 46,75 26,47 27,10 29,13 31,22 33,22 35,27 37,18 38,66 40,68 42,68 44,77 6,3 % 5,8 % 5,4 % ∆ Anual Esc. Medio (%) 3,1% 8,0% 7,5% 6,9% 6,7% 5,8% 4,4% 5,6% 5,3% 5,3% El proyecto de enlace de transmisión 138 kV Tocache-Bellavista se encuentra en ejecución, promovido por el Gobierno Regional, por medio del cual el sistema se conectará al SEIN en los próximos años. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 151 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Los criterios asumidos para el planeamiento de la expansión del sistema de Tarapoto-Moyobamba-Bellavista son los siguientes: • Se evalúa en un horizonte de 20 años, comprendiendo el periodo 20062025, debido a la necesidad de incorporar dentro de la evaluación el periodo adecuado en el que la infraestructura eléctrica debe garantizar el suministro de energía a las localidades involucradas con los niveles de calidad de la energía definidos por la NTCSE. • Como parte integrante de la demanda utilizada para la evaluación, y conforme a los proyectos que maneja Electro Oriente se tiene conocimiento que para los próximos años esta previsto la incorporación del sistema Yurimaguas al sistema Tarapoto-Moyobamba-Bellavista, de manera que las evaluaciones aquí planteadas parten del supuesto de esta integración y por lo tanto la demanda de Yurimaguas está incorporada en la demanda total del sistema evaluado. • Se considera la operación permanente de las unidades hídricas existentes y la incorporación a partir del 2009 de la segunda etapa de la CH Gera con 2 MW de potencia instalada. • Se evalúa inicialmente el desempeño de la interconexión al SEIN definida por el Ministerio de Energía y Minas – MEM que considera la línea de transmisión Tocache-Bellavista en 138 kV y que tiene previsto su ingreso en servicio el 2011. • Debido a la gran extensión de esta parte del sistema que comprende un enlace radial desde Tingo María hasta Moyabamba con una longitud de cerca de 480 km y las restricciones de transmisión que pueden presentarse ya sea por límite de capacidad o por tensión, se considera la implementación de un banco de condensadores de 10 MVAr en la barra de Tarapoto en 10 kV y posteriormente la operación de las unidades de la CT Tarapoto en caso de presentarse dichas restricciones. • Dado que la integración al SEIN requiere de una operatividad adecuada en calidad de servicio, se plantean alternativas de interconexión a través de otro punto del SEIN, debido a la gran extensión del enlace radial en 138 kV desde Tingo María hasta Moyabamba con una longitud de cerca de 480 km. • Como punto adicional de interconexión se considera la barra de Cajamarca Norte en 220 kV, incluyendo esta evaluación dos alternativas en diferentes niveles de tensión, en cada una de las cuales se realiza la optimización de la alternativa y de su año ingreso en operación. • Las alternativas propuestas son: o Alternativa 1 – Mantener el enlace Tocache – Bellavista reforzado por generación térmica local en Tarapoto. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 152 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS o Alternativa 2 – Nuevo Enlace 220 kV Cajamarca – Caclic (Amazonas) Moyobamba o Alternativa 3 – Nuevo Enlace Tramo Cajamarca – Calic (Amazonas) en 220 kV – y Tramo Caclic - Moyobamba a 138 kV • Es importante señalar que debido a posibles restricciones operativas, se considera que las líneas de interconexión desde Cajamarca Norte y Tocache no operarán en el modo de “anillo cerrado”, por cuanto existe el riesgo de descoordinación de los sistemas de protección que impediría este modo de operación. Ello debido a que el sistema Tarapoto-MoyobambaBellavista estaría siendo alimentado desde dos puntos muy distantes del SEIN, cuyos niveles de tensión son diferentes, con lo cual se formaría un anillo con 500 km de red en 138 kV y otros 1000 km con red de 220 kV. Con los resultados de los análisis técnicos realizados a cada una de las alternativas de expansión y vistas las particularidades de este sistema ante su integración al SEIN, se realiza una comparación de costos, los mismos que se sujetan a los siguientes criterios: • La evaluación se realiza mediante costos marginales zonales, dadas las condiciones de restricción por regulación de tensión y límite de transmisión. • Para las condiciones de restricción identificadas se consideran costos marginales zonales, diferenciando aquella parte del SEIN sin congestión con sus costos marginales correspondientes y los costos marginales del área en congestión que corresponde al Sistema Tarapoto. • Se identifican las condiciones de la congestión, observándose que corresponden al bloque horario de máxima demanda, es así que mediante los flujos de carga se observa que la congestión se presentaría desde el año 2014. • Identificado el bloque horario de la congestión, se ha estimado la energía correspondiente. Para ello se han revisado los diagramas de carga de la zona, cuantificándose que el bloque de punta representa el 32% del consumo de energía. Por tanto para los años en congestión se toman el 68% de la energía a costo marginal promedio anual del SEIN. • Para la estimación del costo marginal zonal del área con congestión se ha revisado los despachos de las unidades de generación de la zona, observándose que todas las unidades hidroeléctricas operan en base, mientras que con la interconexión las unidades térmicas son desplazadas por el SEIN. • Ante las condiciones de congestión identificadas, se observa que la oferta estaría conformada por el parque hidroeléctrico y el aporte del SEIN. Ante limitaciones del SEIN y la formación del área en congestión se requeriría de la operación de las unidades a petróleo residual, las cuales definirían el costo marginal de esta zona. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 153 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS • Los costos marginales aplicados en esta evaluación consideran: 32 US$/MW.h como costo marginal de largo plazo del SEIN en la barra de interconexión y 118,3 US$/MW.h como costo marginal del área en congestión basado en la unidad térmica marginal de la zona. • Las pérdidas de energía se evalúan de manera similar para los bloques de demanda de energía. • El horizonte de evaluación es de 20 años (desde el 2006 hasta el 2025), con tasa de descuento del 12% anual. Debido a que en el periodo 2006-2010 aún no existe interconexión al SEIN, no se considera dicho periodo habida cuenta que los costos en las tres alternativas son las mismas, por lo que los costos y las pérdidas se consideran recién a partir del 2011. • A efectos de determinar el Plan de Inversiones y definir el año de entrada del proyecto se determinan los costos totales para cada alternativa en términos de valor presente. Para ello se considera la evaluación de diferentes años de entrada en operación para cada línea de refuerzo (alternativas 2 y 3) desde el 2011 hasta el 2025. • La optimización del ingreso de las líneas se definen como aquel año en el cual se presenta el menor valor presente del costo total de la alternativa. Dicho valor presente del costo total de operación incluye la inversión, el costo de operación y mantenimiento de las líneas, la compra de energía al costo del SEIN o al costo de generación térmica (compra congestión), según sea el caso y el costo de las pérdidas de energía y potencia. • En las alternativas 2 y 3 se considera que la inversión se realiza un año antes de la entrada en operación de las líneas. Asimismo se considera a partir de la entrada en operación los costos por operación y mantenimiento de las líneas, estimadas como el 2 por ciento del costo de inversión. Bajo los criterios indicados, para analizar la expansión del sistema de TarapotoMoyobamba-Bellavista, se ha realizado las evaluaciones económicas comparativas de costo total a valor presente para cada una de las alternativas planteadas. Los costos considerados en cada alternativa son los siguientes: Alternativa 1: Costos de inversión en nuevas unidades de generación, costos de operación de las unidades térmicas y los costos de pérdida de energía y potencia. Alternativas 2 y 3: Costos de inversión de los proyectos de transmisión incluyendo líneas y subestaciones, costos de O&M de los sistemas de transmisión, costos de las pérdidas de transmisión, costos de compra de energía en las barras de enlace del SEIN y costos de operación de las unidades térmicas en caso que sea necesario para mantener los niveles de tensión adecuados en el sistema. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 154 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Para la valorización de las pérdidas de potencia y energía se ha utilizado los resultados de los flujos de carga. Cuadro Nº 4.8 Perdidas de Potencia y Energía de las Alternativas 01, 02 y 03 Sistema Tarapoto – Moyabamba – Bellavista Proyecciones Año (GW.h) (MW) Perdidas de Potencia (MW) Perdidas de Energía (GW.h) Alt Nº 1 Alt Nº 2 Alt Nº 3 Alt Nº 1 Alt Nº 2 Alt Nº 3 2011 2012 2013 143,19 149,55 157,99 33,40 34,88 36,85 1,39 1,52 1,69 0,84 0,91 1,02 1,44 1,57 1,75 3,8 4,1 4,6 2,3 2,5 2,8 3,9 4,3 4,8 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 166,38 175,13 186,54 198,11 210,06 222,41 235,26 249,71 264,71 280,33 296,68 313,79 38,81 40,85 43,24 45,90 48,63 51,45 54,38 57,68 61,11 64,67 68,38 72,27 1,88 2,00 2,24 2,53 2,84 3,18 4,77 2,92 3,09 3,27 3,46 3,66 1,13 1,23 1,38 1,55 1,74 1,95 2,32 2,10 2,22 2,35 2,49 2,63 1,94 2,21 2,47 2,79 3,13 3,50 7,65 3,14 3,32 3,52 3,72 3,93 5,1 5,5 6,1 6,9 7,8 8,7 13,0 8,0 8,5 9,0 9,5 10,1 3,1 3,4 3,8 4,2 4,7 5,3 6,3 5,7 6,1 6,4 6,8 7,2 5,3 6,0 6,8 7,6 8,5 9,6 9,9 8,6 9,1 9,7 10,2 10,8 A partir de estos resultados se observa que la alternativa 2 presenta un nivel de pérdidas de potencia de 1,23 MW y 3,4 GW.h de pérdidas de energía para el año 2015, lo cual resulta inferior si se compara con las pérdidas en instalaciones de menor nivel de tensión como es el caso de la alternativa 3. Es decir, en el aspecto técnico la alternativa de 220 kV presenta mejores indicadores. De los criterios definidos, y realizada la optimización del año de ingreso se observa que las alternativas 2 y 3 presentan menores niveles de valor presente de costos totales en el caso de ingresar a operar el 2014, es decir realizando la inversión el 2013, obteniéndose valores presentes de costos de 41,3 y 41,1 millones de US$ respectivamente, es decir entre ambas alternativas hay una diferencia de sólo 0,5 por ciento. Por estos resultados se puede inferir que las alternativas son económicamente equivalentes, por lo cual la selección de alternativas se basará sólo en los aspectos de comparación técnica. En el Cuadro N° 4.9 y Gráfico N° 4.9 se muestra los resultados del análisis comparativo de valores presentes de los costos totales de operación (que incluyen inversión, operación y mantenimiento, pérdidas de energía y potencia, compra al SEIN y generación térmica de ser requerida para suplir las restricciones de tensión), considerando diferentes años de ingreso de los proyectos. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 155 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Cuadro Nº 4.9 Valores Presente de los Costos Totales de las Alternativas Antes Diferentes Años de Ingreso en Operación Sistema Tarapoto – Moyabamba – Bellavista Año Alt. 1 Alt. 2 Alt. 3 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 45 624,1 47 365,7 45 115,2 43 105,8 41 311,7 42 405,7 43 366,2 44 362,8 45 378,6 46 401,7 47 422,2 48 433,1 49 435,5 50 423,1 51 391,1 52 335,8 46 723,9 44 625,8 42 752,6 41 080,1 42 282,7 43 340,1 44 423,3 45 516,4 46 608,4 47 690,6 48 756,4 49 807,9 50 839,4 51 846,5 52 826,2 Gráfico Nº 4.9 Optimización del Año de Ingreso de las Alternativas 54 000 52 000 Miles US$ 50 000 48 000 Reducción del VPC debido al retrazo de la inversión, por lo que el Valor Presente se reduce. Asimismo, en nivel de Generación Térmica es mínimo estos años Valor Presente de los Costos Totales - VPC constante debido a que no se contempla nuevas inversiones 46 000 Incremento del VPC debido al mayor uso de la Generación Térmica conforme se retraza la inversión en las líneas, ello para brindar un suministro con calidad y acorde 44 000 42 000 Alt 1 Alt. 2 Alt. 3 40 000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Del gráfico mostrado se observa que la alternativa 1 presenta un costo constante al no considerarse inversión en equipamiento. Para el caso de las alternativas 2 y 3 se observa que el valor presente de costos totales decrece conforme se retrasa el ingreso de las líneas hasta el año 2014, donde se obtiene el mínimo, siendo la alternativa 3 la de menor costo, con una diferencia muy reducida frente a la alternativa 2, como se indicó anteriormente. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 156 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS La disminución en el valor presente de costos totales de operación se explica en el hecho que, al retrasarse la inversión, su valor presente se reduce en mayor magnitud mientras más lejana sea su desembolso. Este componente es importante en los primeros años, frente al nivel de generación térmica requerida (años 2011 al 2014), que es mínimo para mantener el sistema con adecuados niveles de tensión, debido a la operación del Banco de Condensadores y la no muy elevada demanda del sistema, por lo que la influencia de esta última –generación térmica– es reducida. En los años siguientes al 2014, el valor presente de costos totales de ambas alternativas se incrementa notablemente conforme se retrasa la obra, ello debido a que en este periodo (2015 al 2025) el factor preponderante está dado por la mayor necesidad de generación de la central térmica de Tarapoto, supliendo las restricciones de tensión y cubriendo la creciente demanda de los años posteriores. Por ello, al ser el costo de generación alto y al existir cada vez mayor nivel de generación, los costos totales se incrementan notoriamente conforme se retrasa el ingreso de las líneas, igualando en costo total a la alternativa 1 en el año 2021. Del análisis indicado se tiene que, si bien los costos de las tres alternativas se igualan en el 2021, sin embargo el menor costo de operación para las alternativas 2 y 3 se obtiene cuando las líneas ingresan a operar el 2014, lo cual es lo recomendable a nivel económico, debido a los múltiples ahorros que generaría a los usuarios finales por concepto de reducción de tarifas. Un aspecto que sugiere la decisión técnica de optar por la alternativa 2 de 220 kV está relacionado en el criterio que, a partir del 2017 los costos totales de la alternativa 3 son superiores a la alternativa 2, debido principalmente al mayor nivel de pérdidas por la mayor demanda. El comportamiento de los costos totales bajo los criterios indicados muestra que, considerando un horizonte de planeamiento de 20 años razonable para proyectos de transmisión, sería recomendable la implementación de una línea de interconexión de refuerzo desde la barra de Cajamarca Norte hasta Moyabamba, pasando por Caclic. En cuanto el año óptimo de ingreso del refuerzo de línea de interconexión se considera el 2014, debiéndose efectuar las inversiones necesarias el 2013, minimizándose los costos totales debido a que la condición con operación del enlace por Tocache-Bellavista implica un costo total del orden de US$ 45,6 millones a valor presente, frente a costos del orden de los US$ 41 millones para las alternativas 2 y 3, tal como se aprecia en el cuadro siguiente. Los resultados, a valor presente de los costos totales de la evaluación de las tres alternativas en análisis se muestra en el siguiente cuadro resumen. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 157 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Cuadro Nº 4.10 Valor Presente del Costo de Suministro por Alternativa Sistemas Aislados Tarapoto-Moyobamba-Bellavista En Miles de US$ Ítem Alt. 01 Alt. 02 Alt. 03 Descripción de la Alternativa Planteada Operación de Interconexión TocacheBellavista y Grupo Térmico Tarapoto Operación de Interconexión Cajamarca-CaclicMoyobamba en 220 kV Operación de Interconexión Cajamarca-Caclic 220 kV y Caclic-Moyobamba 138 kV Pérdidas de Potencia Pérdidas de Energía Compra SEIN Compra Congestión Costo de Inversión Costos Totales 605 1 468 20 477 22 904 170 45 624 376 548 25 984 - 14 403 41 312 679 990 25 984 - 13 427 41 080 Del cuadro mostrado se observa que para la expansión del sistema TarapotoMoyobamba-Bellavista, se tienen dos alternativas (las alternativas 2 y 3) con resultados de evaluación de costos similares, considerándose por ello que son económicamente equivalentes, quedando por tomar la decisión bajo criterios estrictamente técnicos, debido a los mismos beneficios económicos del usuario final, tales como la reducción de costo del servicio mediante el suministro permanente desde el SEIN. En este sentido la decisión técnica respecto a la selección de la alternativa de transmisión más factible considera sugerir aquella de mejor desempeño presente, correspondiendo esto al enlace en 220 kV que partiría de la actual Barra Cajamarca Norte hasta la Barra de Moyabamba pasando por Caclic. Como se indicó líneas arriba, la diferencia de costos entre ambas es reducida –de sólo 232 mil US$ que equivale a un 0,5 por ciento- frente a los beneficios futuros de largo plazo que tiene la alternativa 2, pues garantizaría un suministro sostenido en el largo plazo ante cualquier escenario de demanda. Por lo indicado, la evaluación integral de tipo técnico-económico permite concluir que el nivel de tensión de 220 kV de la alternativa 2 aseguraría un abastecimiento seguro y con mejor calidad de servicio para un horizonte de tiempo mayor a 20 años, generando mayores beneficios por las menores pérdidas de transmisión, los mismos que son trasladados a la tarifa final. Basado en la decisión integral técnico-económica indicado en lo descrito líneas arriba, el cronograma óptimo de ejecución de la expansión de este sistema es el mostrado en el cuadro siguiente. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 158 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Cuadro Nº 4.11 Plan de Expansión Óptimo Sistema Aislado Tarapoto-Moyobamba-Bellavista 4.4 Periodo Año 1 2 3 2006 2007 2008 4 2009 5 6 7 8 2010 2011 2012 2013 9 2014 10 2015 Interconexión al SEIN LT Tocache Bellavista 138 kV Inversión, miles US$ 20 027 28 330 Línea de 220 kV + SE 65 MVA + SE 12,5 MVA SISTEMA AISLADO DE BAGUA - JAÉN Este sistema comprende dos centros importantes de carga conectados mediante líneas de transmisión 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 del sistema por encargo de ADINELSA. El sistema eléctrico Bagua-Jaén cuenta con dos centrales de generación principales: la central hidráulica La Pelota y la central El Muyo, con dos unidades cada una, tal como se aprecia en el gráfico siguiente. Gráfico Nº 4.10 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 159 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS La demanda en bornes de generación del sistema Bagua-Jaén, se muestra en el Cuadro Nº 4.12. La tasa de crecimiento promedio anual para el período 2006 al 2015 es de 8,3% para el escenario analizado. Cuadro Nº 4.12 Proyección de Demandas Anuales de Energía Sistema Aislado Bagua-Jaén 2006-2015 (GW.h) Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Escenario Único 34,40 40,02 45,00 46,92 50,45 54,22 57,93 61,87 66,11 71,02 76,17 ∆ Anual % 16,33% 12,44% 4,28% 7,53% 7,47% 6,84% 6,80% 6,86% 7,42% 7,25% La proyección de la demanda de potencia a nivel de bornes de generación, se presentan en el Cuadro Nº 4.13. Cuadro Nº 4.13 Proyección de Demandas Anuales de Potencia Sistema Aislado Bagua-Jaén 2006-2015 (MW) Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Escenario Único 8,82 9,70 10,96 11,51 12,37 13,30 14,21 15,18 16,22 17,42 18,68 ∆ Anual % 10,0% 12,94% 5,00% 7,53% 7,47% 6,84% 6,80% 6,86% 7,42% 7,25% 10,0% En este caso, se observa que la tasa de crecimiento anual esta en orden de 7,8%, incrementándose la máxima demanda desde 8,82 MW en el 2005 a 18,68 MW en el 2015. La ejecución del proyecto de interconexión del sistema Bagua-Jaén al SEIN ya se encuentra en la etapa de ejecución final, por lo que ya no se considerará más como sistema aislado. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 160 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS 5. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES 5.1 INTERCONEXIÓN PERÚ ECUADOR La infraestructura de interconexión Perú – Ecuador se encuentra concluida, aunque no ha estado operando regularmente de manera continuada. El enlace es de configuración radial y permite la transferencia de carga de un país a otro, pero no puede operar en paralelo los sistemas eléctricos interconectados de los dos países. De acuerdo al estudio operativo de la interconexión Perú – Ecuador realizado1 por los operadores del Perú, Ecuador y Colombia, se encontró que la curva de oferta de importación del Ecuador proyectada hasta el 2010 es como se indica en el Gráfico Nº 5.1. Gráfico Nº 5.1 Ecuador-Precio Oferta de Importación Promedio Proyectado - Período 2006 - 2013(1)(2) 70,0 60,0 US $/MW.h 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 O ct -0 En 6 e0 Ab 7 r-0 7 Ju l-0 7 O ct -0 En 7 e0 Ab 8 r-0 8 Ju l-0 8 O ct -0 En 8 e0 Ab 9 r-0 9 Ju l-0 9 O ct -0 En 9 e1 Ab 0 r-1 0 Ju l-1 0 O ct -1 En 0 e1 Ab 1 r-1 1 Ju l-1 1 O ct -1 En 1 e1 Ab 2 r-1 2 Ju l-1 2 O ct -1 En 2 e1 Ab 3 r-1 3 Ju l- 1 3 0,0 (1) Estacionalidad Tomada de "Plan Operativo 2005-2006 CENACE (Ecuador), Quito 2005. (2) Tendencia tomada de "Estudios Energéticos Interconexión Colombia-Ecuador-Perú, CENACE, ISA, COES-SINAC, Quito Abril 2004" En ese mismo período los costos marginales de la zona Norte, para el escenario de de demanda medio, osciló entre 20 US$/MW.h y 30 US$/MW.h, por lo tanto en todo el período de análisis los costos marginales se encontrarán muy por encima de los costos marginales de la zona norte del SEIN con márgenes que van de 30 US$/MW.h a 40 US$/MW.h. 1 "Estudios Energéticos Interconexión Colombia-Ecuador-Perú, CENACE, ISA, COES-SINAC, Quito Abril 2004" PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 161 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS Tomando como base solo 20 US$/MW.h como margen de precio de exportación para el máximo flujo de potencia que se pueda diseñar el enlace, o sea 250 MW con un convertidor “back-to-back” en la frontera, acorde al estudio realizado por Hydro Québec International en el año 20002, el monto generado por rentas de transmisión alcanzaría unos 35 millones de US$ anuales, o en 10 años los 200 millones de US$. La diferencia de costos marginales proyectados en ambos países lleva a que las transacciones por la interconexión será amplia y que se podría lograr la implementación de la interconexión plena, de 250 MW, sobretodo por la actual presencia de generación a gas natural en Tumbes, que permiten mantener precios de oferta del Perú hacia Ecuador, muy competitivos y estables en el tiempo. 5.2 INTERCONEXIÓN PERÚ - BOLIVIA Los costos marginales de Bolivia se encuentran por debajo de los costos marginales del Perú en la zona Sur, alcanzando un promedio de 16 US $/MW.h en la subestación de Kenko, distante unos 100 km de la frontera. En la zona Sur del SEIN se espera tener costos marginales en promedio de 25 US $/MW.h, por lo que el margen esperado por la interconexión sería de aproximadamente 10 US $/MW.h (1 Ctvs. US $/kW.h) con este monto y un potencial de intercambio de 150 MW, máxima potencia que podría esperarse de sistemas en ambos lados de la frontera, aún no desarrollados plenamente. Con la potencia y el margen de renta de transmisión esperado, se podría proyectar ingresos en el orden de 10 millones de US $ anuales, o un valor presente de 60 millones de US $ en 10 años. Por otro lado la inversión requerida para la interconexión comprende una estación convertidora “back-to-back” de 150 MW y cerca de 500 km de línea a 220 kV estaría en el orden de 90 millones de US $. Por lo anterior, la interconexión Perú – Bolivia, tendría que efectivizarse hasta cuando los sistemas de transmisión de ambos países se desarrollen y lleguen cerca de sus fronteras, que para el caso del Perú se alcanzará al final del horizonte del presente plan, con la implementación del enlace Azángaro – Puno a 220 kV. 5.3 INTERCONEXIÓN PERÚ - CHILE La Interconexión Perú-Chile, tendría similares niveles de costos de inversión que con Bolivia, dado que de todas maneras se requiere un convertidor “back-to-back” en la frontera, por diferencias de frecuencia entre los sistemas interconectado de ambos países, y los niveles de intercambio estarían en el orden de 150 MW. Asimismo asumiendo que hubiera disponibilidad de gas en el Sistema Norte de Chile, tendrían costos por encima que los de Bolivia, por lo que sería igualmente no 2 Definido en el Estudio Interconexión Perú – Ecuador, desarrollado por Hydro-Québec Intl., para ETECEN (Perú) y TRANSELEC (Ecuador), año 2001 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 162 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS viable la importación desde ese país. Esta situación solo podría revertirse si se tiene el escenario en el que el Sur peruano cuenta con gas y el Norte de Chile no. Dados los grandes requerimientos de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Norte Grande de Chile, la exportación para ese nivel de consumo se daría cuando se tenga enlaces de Extra Alta Tensión en el Sur peruano, e igualmente en el lado chileno. 6. INVERSIONES 6.1 PROGRAMA DE INVERSIONES - ESCENARIO DE DEMANDA MEDIO Las inversiones que demanda la expansión de generación y transmisión según el PRE 2006 para los escenarios medio, optimista y conservador sin gas natural en el sur del país sería de US $ 2 571 millones, US $ 3 065 millones y US $ 1 999 millones, respectivamente. Para el caso del escenario medio con gas en sur, las inversiones totales serían de US $ 2 601 millones. En el caso de los Sistemas Aislados Mayores, la inversión prevista para el periodo de análisis para un escenario medio se estima en US $ 71 millones. Cuadro N° 6.1 Cuadro Nº 6.1 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN INVERSIONES (Millones US $) Sistema Eléctrico Escenarios Generación Transmisión Total Sin Gas en el Sur SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Medio 1924 647 2571 Optimista 1981 1084 3065 Conservador 1524 475 1999 Medio 1949 652 2601 Medio 8 63 71 Con Gas en el Sur SISTEMAS AISLADOS MAYORES PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 163 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS 7. ANEXOS PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 164
