“I FORO DESARROLLADO ECONÓMICO DE LA MACRO REGIÓN SUR 2017”

Presentación del tema: "“I FORO DESARROLLADO ECONÓMICO DE LA MACRO REGIÓN SUR 2017”"— Transcripción de la presentación:

1 “I FORO DESARROLLADO ECONÓMICO DE LA MACRO REGIÓN SUR 2017”
Infraestructura Eléctrica para Soporte del Crecimiento de la Macro Región Sur Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad Lima, noviembre 2017

2 CONTENIDO Suministro eléctrico a Nivel Nacional
1 Suministro eléctrico a Nivel Nacional 2 Evolución de la oferta de generación en la Macro Región Sur 3 Demanda eléctrica e infraestructura en la Macro Región Sur 4 Calidad del suministro eléctrico en la Macro Región Sur 5 Conclusiones

3 Organización Sectorial
Ministerio de Energía y Minas. ProInversión: Promoción de Inversiones. Osinergmin: Regulador y Supervisor. Empresas Concesionarias. COES: Operador del SEIN y del Mercado. Autoridades Nacionales, Regionales y Locales.

4 Grupos de interés y objetivos de la actividad regulatoria
Gobierno Garantizar las inversiones Proteger a los consumidores OR Empresas Consumidores Promover la eficiencia económica Fuentes: Smith (1997), Estache y Martimort (1999), Ugaz (2003), Parker y Kirkpatrick (2002), Makaya (2001), Smith y Klein (1994), Gray (2001), IEA (2001) y Chisari et al (2001)

5 El MINEM pone las reglas y Osinergmin hace cumplir

6 I Foro desarrollado Económico de La Macro Región Sur 2017
PARTE 1 Parte 1: Situación del suministro eléctrico a Nivel Nacional Smart Grids, Aplicaciones para mejorar la Calidad del Servicio Eléctrico

7 Sistema eléctrico Peruano
octubre 2017 La Relación entre los kilómetros de líneas de Transmisión del SEIN, versus la distancia entre Tumbes a Tacna de kilómetros, es Rkm = 11 veces Máxima Demanda en octubre 2017: 6691 MW registrado el 09/02/2017 Potencia Efectiva: MW (Osinergmin – octubre 2017) Margen de Reserva Operativo: 69.3 % en octubre de 2017. Kilómetros de LT: km Transmisoras kV: 500 (1841), (13 927). Generadoras, Distribuidoras, Mineras y otros kV: (12647) Numero de Empresas Supervisadas: Generación (51), Transmisoras (20) y Distribución (20). Mineras y Clientes Libres (51). Numero de clientes a nivel nacional: clientes al mes de junio 2017 de las cuales el 0.01% (999 clientes) pertenecen a mercado libre. Alumbrado publico UAP: , de las cuales el 79% son de vapor de sodio.

8 EVOLUCIÓN DE LA OFERTA SEIN 2012-2016 por tipo de fuente
Proyectos relevantes 2016 con un total de 2,520 MW: Hidroeléctricas: CH. Chaglla de 456 MW (POC ) y CH. Cerro del Águila de 525 MW (POC ). Nodo Energético: CT. Puerto Bravo de 621 MW (POC ). Reserva Fría: CT. Pucallpa de 45.8 MW (POC ) y CT Puerto Maldonado de 20.1 MW (POC ). Eólicas: CE. Parque Eólico Tres Hermanas de 97 MW (POC ). Así mismo los proyectos C.T. Ilo 4 con 720 MW en oct y Ciclo Combinado Chilca 2 con 35.8 MW en dic (*) Información Coes – oferta de generación 2016

9 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA Y LA ENERGÍA EN EL PERÚ
Máxima Demanda en octubre 2017: MW Energía Acumulada octubre 2017: 4184 GWh Potencia efectiva octubre 2017: MW (1) Información en octubre 2017 – Fuente: COES, Elaboración propia (*) Máxima demanda y potencia de energía registrada desde el 01 al 31 de octubre de 2017

10 LÍNEA DE TIEMPO DEL MARGEN DE RESERVA 2012 – 2017 “Principales Riesgos”
Implicancias: Indisponibilidad del Complejo Mantaro 898 MW del al , este evento no derivó en cortes de suministro con RF promedio de 47 %. Desde el día las C.H. Callahuanca (84 MW) y Moyopampa (69 MW) se encuentran indisponibles por inundación, debido a caída de huayco en la zona. Este evento no derivó en cortes de suministro y se registró un mínimo de 45.7 % de RF. Implicancias: A finales de febrero e inicios de marzo, el SEIN no contó con unidades para RF durante la máxima demanda, debido a la indisponibilidad del Complejo Mantaro, por trabajos de purga en la Presa Tablachaca. Indisponibilidad del Complejo Mantaro: 886 MW Ocasionó déficit de generación en horas de máxima los días , y , rechazándose un promedio de 30 MW aproximadamente. Implicancias: La última semana de febrero, el SEIN no contó con unidades para RF durante la máxima demanda, debido a indisponibilidad del Complejo Mantaro, por los trabajos de purga en la Presa Tablachaca efectuada del al Luego, en ese periodo, no se contó con RF. Implicancias: En marzo 2014 se dio la salida del Complejo Mantaro por los trabajos en la Presa Tablachaca, registrándose un promedio de 10% de reserva fría, el mismo evento en marzo registró un promedio de 23% de reserva fría. Indisponibilidad del Complejo Mantaro: 886 MW La RF registró un mínimo de 7% en máxima demanda en marzo 2014, y un mínimo de 20 % en marzo 2015. Implicancias: El desconexión de L-5032 Chilca- Poroma en 500 kV debido a constantes lluvias en la zona y caída de torre de anclaje, estuvo indisponible 20 días. Registro de 52.2% de RF. Implicancias: Del 4 al 12 de setiembre de 2015, restricción de Gas Natural por deformación en el ducto registrándose un mínimo de 2.2% de RF. El , restricción de Gas Natural por problemas en el ducto registrándose un mínimo de 0.5% de RF. Implicancias: Del 4 al 12 de setiembre de 2015, restricción de Gas Natural por deformación en el ducto registrándose un mínimo de 2.2% de RF. El , restricción de Gas Natural por problemas en el ducto registrándose un mínimo de 0.5% de RF. 69% Margen de reserva operativo actualmente (*) Información a octubre de 2017 – Elaboración propia-

11 La Calidad de Suministro en el Perú

12 SAIFI (Resto del Perú) – 20.79
Mapamundi del SAIFI Perú SAIFI (Lima Metro) – 5.42 SAIFI (Resto del Perú) – 20.79

13 SAIDI (Resto del Perú) - 2730
Mapamundi del SAIDI Perú SAIDI (Lima Metro) – 1239 SAIDI (Resto del Perú)

14 Política Energética de Largo Plazo (D.S. 064-2010-EM)
Matriz energética diversificada. Abastecimiento energético competitivo. Acceso Universal al suministro energético. Mejoramiento de eficiencia en el uso de energía. Autosuficiencia en la producción de energéticos. Mínimo impacto ambiental y desarrollo sostenible. Desarrollo de la industria del gas natural. Fortalecer la institucionalidad del sector. Integración energética regional. Cambios normativos que introduce eficiencia, Medición Inteligentes, etc En revisión NTCSE cambios muy importantes

15 I Foro desarrollado Económico de La Macro Región Sur 2017
PARTE 3 Parte 2: Situación del suministro eléctrico de la Macro Región Sur (Demanda e infraestructura) Demanda proyectada de los grandes consumidores y oferta eléctrica_Ver-final_Rev01-pz631zbt.pdf

16 Evolución de la Máxima demanda 2012 -2017*
Incremento anual de máxima demanda en 7% de 2016 a 2017 Máxima Demanda de enero a octubre 2017: MW Registrado el 07 de marzo de 2017. Incremento anual de máxima demanda en 6% de 2015 a 2016 Incremento anual de máxima demanda en 27% de 2014 a 2015 Incremento anual de máxima demanda en 11% de 2013 a 2014 Incremento anual de máxima demanda en 6% de 2012 a 2013 Tasa de incremento (%) T. Crec a Máxima demanda = 11.4% (*) Información a octubre 2017 – Fuente: COES, Elaboración propia

17 Macro Región Sur en el mes de octubre 2017
Máxima demanda de la Macro Región Sur en el mes de octubre (25/10/2017) de 1474 MW a las 18:30 pm. Máxima demanda de las regiones de Cusco, Puno, Arequipa, Madre de Dios, Arequipa, Moquegua y Tacna. 1474 MW

18 Macro Región Sur Suministro eléctrico a la Macro Región Sur
Actualmente, el suministro eléctrico desde el SEIN hacia la Macro Región Sur es a través de: La línea de transmisión en 220 kV Mantaro – Cotaruse de doble terna el cual se conecta desde la región de Huancavelica hacia la región de Apurímac. La línea de transmisión en 500 kV Poroma - Ocoña hacia la región de Arequipa. Línea Mantaro – Cotaruse en 220 kV Máxima demanda entre enero y octubre de 2017 fue de 1587 MW registrado en marzo. Reserva operativa, El sur del SEIN es una área deficitaria de generación con centrales hidráulicas y solares que operan continuamente. Sin embargo, considerando el flujo de interconexión Centro – Sur de aprox MW, la generación térmica disponible en el área Sur (2740 MW) y la demanda de 1587 MW, se tiene una reserva operativa de aproximadamente de 2000 MW. Cusco M. de Dios Apurímac Puno Línea Poroma - Ocoña en 500 kV Tacna Arequipa Moquegua

19 Infraestructura relevante en transmisión para la Macro Región Sur
Beneficios de la POC de la L.T. 500 kV Mantaro - Marcona - Socabaya – Montalvo Permitirá mayor flujo de potencia hacia la Macro Región del Sur, aumentando la confiabilidad del suministro eléctrico, con el ingreso de una línea, cuya capacidad de transmisión es de 1400 MVA. L.T. 500 kV Mantaro - Marcona - Socabaya – Montalvo Tramos en 500 kV Mantaro (Colcabamba)‐Poroma, Poroma ‐ Yarabamba ‐ Montalvo, con una longitud total de 917 km. Actualmente se encuentra en operación experimental desde el 31 de octubre. Tiene previsto la puesta operación comercial (POC), la primera semana del mes de diciembre de 2017. L.T. MAMO en 500 kV

20 I Foro desarrollado Económico de La Macro Región Sur 2017
PARTE 4 Parte 3: Calidad del suministro eléctrico Macro Región Sur Smart Grids, Aplicaciones para mejorar la Calidad del Servicio Eléctrico

21 Número de clientes por departamento y tipo de mercado
Información Operativa Comercial de Osinergmin – Segundo Trimestre Año 2017 Las empresas distribución que suministran energía eléctrica a la Macro Región Sur son: Electro Sur Este: Regiones de Cusco, Madre de Dios y Apurímac. Electro Puno: Región de Puno. Electrosur: Regiones de Tacna y Moquegua. Seal: Región de Arequipa.

22 Calidad de suministro eléctrico a Nivel Nacional
(*) Desempeño proyectado con información del Procedimiento N° OS/CD a octubre de 2017. FUENTE: OSINERGMIN Elaboración Propia, no se muestran las empresas municipales ETO, PAN, EMS, EMU, CHA, ECA, RIO.

23 I Foro desarrollado Económico de La Macro Región Sur 2017
Parte 2 I Foro desarrollado Económico de La Macro Región Sur 2017 Parte 4: Evolución de la oferta de generación de la Macro Región Sur

24 EVOLUCIÓN DE LA OFERTA SEIN 2012-2017* POR TIPO DE FUENTE
Incremento anual de máxima demanda en 89% de 2015 a 2016 Incremento anual de máxima demanda en 0.6% de 2016 a 2017 Tasa de incremento (%) T. Crec a Oferta de generación = 30% Incremento anual de máxima demanda en 3% de 2013 a 2014 Incremento anual de máxima demanda en 16% de 2014 a 2015 Incremento anual de máxima demanda en 61% de 2012 a 2013 Proyectos relevantes que ingresaron en el año Total de aprox MW: C.T. Ilo4 (610.7 MW). C.T. Puerto Bravo (615 MW). C.T. RF Pto. Maldonado (18.25 MW). (*) Información a octubre de 2017 – Elaboración propiauario_Ejecutivo_de_Electricidad_2013-_Ver-final_Rev01-pz631zbt.pdf

25 EVOLUCIÓN DE LA OFERTA SEIN 2012-2017* POR TIPO DE FUENTE
(*) Ingreso de unidad G4 de la C.H. Egemsa_Ver-final_Rev01-pz631zbt.pdf

26 PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA SUR QUE INGRESARON DESDE LOS AÑOS 2015 AL 2016
CT Puerto Maldonado Nodo energético Ilo CH. Santa Teresa C.T. Puerto Bravo

27 NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN EN LA MACRO REGIÓN SUR

28 RESUMEN DE LOS NUEVOS PROYECTOS:

29 I Foro desarrollado Económico de La Macro Región Sur 2017
PARTE 5 Parte 5: Conclusiones Smart Grids, Aplicaciones para mejorar la Calidad del Servicio Eléctrico

30 Oferta de generación de la Macro Región Sur
A octubre de 2017, se tiene una oferta de generación de 2740 MW, de las cuales 626 MW son de centrales hidráulicas, 2018 MW de centrales térmicas y 96 MW de centrales solar. Los principales proyectos relevantes que ingresaron en los años 2015, 2016 y 2017 son: C.T. Puerto Bravo con una potencia de 616 MW. C.T. RF Planta Puerto Maldonado con una potencia de 18 MW. Nodo energético Planta Ilo con una potencia de 610 MW. C.H. Machupicchu con una potencia de MW C.H. Santa Teresa con una potencia de 98 MW. Demanda eléctrica, reserva operativa e infraestructura en transmisión El suministro eléctrico desde el SEIN hacia la Macro Región Sur es a través de las líneas de transmisión Mantaro – Cotaruse de 220 kV y Poroma - Ocoña 500 kV. A octubre de 2017, se tiene una máxima demanda de 2740 MW, registrado el 07 de marzo. La reserva operativa de la Macro Región Sur, considerando el flujo de interconexión Centro - Sur y la generación térmica disponible en el área Sur, es aproximadamente de 2000 MW.

31 Calidad de suministro en la Macro Región Sur
Se tiene una mejora en la calidad de suministro de las empresas de SEAL (Arequipa), Electro Sur Este (Cusco, Madre de Dios y Apurímac), Electrosur (Tacna y Moquegua) y Electro Puno (Puno), los cuales al mes de octubre de 2017 presentan un SAIDI de 34, 25, 20 y 25, respectivamente. La empresa concesionaria de SEAL, cuyos sistemas eléctricos deberán mejorar la calidad de suministro SAIFI y SAIDI total, en el próximo año 2018, son: Ocoña, Cotahuasi, Bella Unión Chala y Huanca. En el presente año 2017 (octubre), se tiene que la causa principal de interrupciones es por falla de equipo y bajo nivel de aislamiento de las instalaciones de transmisión y distribución eléctrica, con 1878 y 809 número de interrupciones.

32 Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad
Muchas Gracias…