1

SISTEMA ELÉCTRICOSISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO NACIONALINTERCONECTADO NACIONAL

PERÚPERÚ

Mayo 2009

Ing. César Butrón Ing. César Butrón Presidente del DirectorioPresidente del Directorio

2

• Potencia Efectiva a Abr - 2009

Total : 5 173 MW

CC.HH. 55%

CC.TT. 45%

• Producción Año 2008

29 559 GW.h

CC.HH. 61%

CC.TT. 39%

• Máxima Demanda

Dic 2008: 4 199 MW

Abr 2009: 4180 MW

• Líneas en 220 kV

Longitud: 8147 km.

SISTEMA ELÉCTRICOSISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO NACIONALINTERCONECTADO NACIONAL

ESTADÍSTICA DE OPERACIONES ESTADÍSTICA DE OPERACIONES 20082008

COBERTURA DE LA DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA DEL SEIN COBERTURA DE LA DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA DEL SEIN POR TIPO DE GENERACIÓN POR TIPO DE GENERACIÓN

20082008

TERMICO(28,5%)

HIDRAULICA(71,5%)

DISTRIBUCIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE DISTRIBUCIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE ENERGÉTICA 2008FUENTE ENERGÉTICA 2008

2,76%

12,30%

30,24%

54,70%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

MW

CARBON D2 - RESIDUAL GAS NATURAL HIDRO

Tipo fuente energética

Total Potencia Efec. SEIN = 5 147.48 MW

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA POR TIPO DE FUENTE DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA POR TIPO DE FUENTE ENERGÉTICA - 2008ENERGÉTICA - 2008

3,08% 4,47%

31,53%

60,93%

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

GW

.h

CARBÓN D2-RESIDUAL GAS NATURAL HIDRO

Tipo fuente energética

Total producción SEIN = 29 558.71 GW.h

PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA DEL SEIN 2008PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA DEL SEIN 2008POR TIPO DE TECNOLOGÍAPOR TIPO DE TECNOLOGÍA

CICLO COMBINADO29,73%

TURBO VAPOR14,09%

TURBO GAS53,60%

DIESEL2,58%

TOTAL = 11 548,48 GW.h

PRODUCCIÓN MENSUAL HIDRAÚLICA / TÉRMICA GW.hPRODUCCIÓN MENSUAL HIDRAÚLICA / TÉRMICA GW.h

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Setiem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

HIDRO 2008 HIDRO 2007 TÉRMICA 2008 TÉRMICA 2007

CRECIMIENTO ANUAL DEL CONSUMO DE ELECTRICIDADCRECIMIENTO ANUAL DEL CONSUMO DE ELECTRICIDAD2004-20082004-2008

5.88%

8.45%

10.06%

5.01%

5.87%7.66%

10.76%

8.33%

5.56%

5.60%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

2004 2005 2006 2007 2008

ENERGÍA

POTENCIA

10

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TOTAL POR EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TOTAL POR TIPO DE GENERACIÓN DEL SEIN (GW.h)TIPO DE GENERACIÓN DEL SEIN (GW.h)

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

GW

h

Generación Térmica

Generación Hidráulica

AÑO 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

11

FACTORES D E CARGA DEL SEINFACTORES D E CARGA DEL SEIN2000 - 20082000 - 2008

0,802 0,785 0,790 0,795 0,796 0,794

0,772 0,755

0,665

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Influencia del Gas de CamiseaInfluencia del Gas de Camisea

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RUTA DE LOS DUCTOS DE CAMISEA AL CITY GATE Y A RUTA DE LOS DUCTOS DE CAMISEA AL CITY GATE Y A PISCOPISCO

Evolución de la Potencia Instalada HidroeléctricaEvolución de la Potencia Instalada Hidroeléctrica

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

NORTE CENTRO SUR

Evolución de la Potencia Instalada TérmicaEvolución de la Potencia Instalada Térmica

0100200

300400500600

700800900

1000

1100120013001400

15001600

2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

NORTE CENTRO SUR

NORTE

CENTRO

SUR

L.T. MANTARO-SOCABAYA 220 kV

L.T. PARAMONGA-CHIMBOTE 220 kV

RED DE TRANSMISIÓN ACTUALRED DE TRANSMISIÓN ACTUAL

COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA PONDERADO MENSUAL COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA PONDERADO MENSUAL SEINSEIN

18

RESERVA: AVENIDA – ESTIAJE – MAXIMA 2008

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Avenida 2008 Estiaje 2008 Maxima 2008

MW

HIDRAULICA GAS NATURAL CARBON RESIDUAL DIESEL2 RESERVA FRIA

Demanda = 4108 MW

Demanda = 4078 MW

Reserva = 351 MW

9%

Reserva = 0 MW

0%

DEMANDA

Reserva = 36 MW

1%

Demanda = 4199 MW

19

RESERVA AVENIDA – ESTIAJE 2009

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Avenida 2009 Estiaje 2009

MW

HIDRAULICA GAS NATURAL CARBON RESIDUAL DIESEL2 RESERVA GEN ADICIONAL

Demanda = 4264 MW

Reserva = 261 MW

6 %

DEMANDA

Reserva = 411 MW

10%

Demanda = 4274 MW

20

RESERVA AVENIDA – ESTIAJE 2010

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Avenida 2010 Estiaje 2010

MW

HIDRAULICA GAS NATURAL CARBON RESIDUAL DIESEL2 RESERVA GEN ADICIONAL

Demanda = 4500 MW

Reserva = 1038 MW

23 %

DEMANDA

Reserva = 633 MW

14 %

Demanda = 4546 MW

21

RESERVA AVENIDA – ESTIAJE 2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Avenida 2011 Estiaje 2011

MW

HIDRAULICA GAS NATURAL CARBON RESIDUAL DIESEL2 RESERVA

Demanda = 4923 MW

Reserva = 1249 MW

25 %

DEMANDA

Reserva = 1233 MW

25 %

Demanda = 5025 MW

FUNCIONES DEL COESFUNCIONES DEL COES

INTEGRANTES DEL COES INTEGRANTES DEL COES (Mayo 2009)(Mayo 2009)

GENERADORES

GENERADORES(20)

CLIENTES LIBRES(38)

DISTRIBUIDORES(10)

TRANSMISORES(7) COES

COMPOSICIÓN DEL DIRECTORIO DEL COESCOMPOSICIÓN DEL DIRECTORIO DEL COES

DISTRIBUIDORAS

DIRECTORIO

DIRECTOR REPRESENTANTE

DEL SUBCOMITE DE GENERADORES

DIRECTOR REPRESENTANTE

DEL SUBCOMITE DETRANSMISORES

PRESIDENTE

DIRECTOR REPRESENTANTE

DEL SUBCOMITE DEDISTRIBUIDORES

DIRECTOR REPRESENTANTE

DEL SUBCOMITE DE CLIENTES LIBRES

25

ESTRUCTURA ORGANIZATIVA DEL COESESTRUCTURA ORGANIZATIVA DEL COES

26

DESPACHO PARA EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL AÑODESPACHO PARA EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL AÑO(10 DICIEMBRE 2008)(10 DICIEMBRE 2008)

0

300

600

900

1 200

1 500

1 800

2 100

2 400

2 700

3 000

3 300

3 600

3 900

4 200

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Horas

MW

GAS NAT. ENERSUR GAS NAT. KALLPA GAS NAT. EDEGEL GAS NAT. TERMOSELVA

HIDRO TV CARBON GAS NAT. EEPSA TV RESIDUAL

M. DIESEL-RESIDUAL TG-RESIDUAL M. DIESEL-D2 TG DIESEL

CL

COES

CR

$$ Spot \ Potencia

$$ C

ontra

tos

$$

Regu

lado

$$ C

ontra

tos

\Reg

ulad

o

$$ Contratos

$$ Peajes+IT

MW.h

MW.h

MW.h MW.h

Valorizac.

Transacciones

Información

FLUJO DE ENERGIA FLUJO ECONÓMICO

Información

$$ Peajes

CR: Clientes ReguladosCL: Clientes Libres

(1) Programación, Evaluación y otras funciones de la coordinación en Tiempo Real.(2) Planificación de la Transmisión, Informe de Diagnóstico y conformidad de Estudios de Pre Operatividad.

DISTRIBUIDORAS

CR CL

(1)

(2)

CR CL

DISTRIBUIDORAS

TRANSMISORA TRANSMISORA

GENERADORAS GENERADORAS

Coordinación TR

FUNCIONES DEL COESFUNCIONES DEL COES

Información

PROYECTO: L.T. MANTARO-CARAVELI-MONTALVO 500 kV

(ENE-2011)

PROYECTO A LICITAR (PROINVERSIÓN):L.T. CHILCA – MARCONA - CARAVELI 500 kV

PROYECTOS:L.T. CHILCA-ZAPALLAL 220 kV (AGO-2010)L.T. CHILCA-ZAPALLAL 500 kV (MAR-2011)

PROYECTO A LICITAR (PROINVERSIÓN):L.T. ZAPALLAL – TRUJILLO 500 kV

PROYECTO:LL.TT. SIERRA

220 kV (DIC-2010)

NORTE

CENTRO

SUR

RED DE TRANSMISIÓN: PROYECTOS HASTA RED DE TRANSMISIÓN: PROYECTOS HASTA 20122012

PROYECTO:L.T. MACHUPICCHU – COTARUSE 220 kV

(FEB-2011)

BRASIL

PROYECTO: REPOTENCIACIÓN L.T. MANTARO –

SOCABAYA 220 KV (ENE-2011)

Posibilidades de Interconexiones Eléctricas del Perú con los Países Vecinos

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN

Sistema

Interconectado

Norte Grande

Chile

Posible

Interconexión

Bolivia - Perú

Plan de Expansión

de la Transmisión

de Brasil

2006

Proyecto de Interconexión Ecuador - Perú

Ecuador

Chiclayo

PiuraTalara

CarhuaqueroCajamarca

Perú

ZorritosLoja

Paute

CuencaMachala

Guayaquil

Sta. Elena

Milagro

Pascuales

Zarumilla

San Ildefonso

Modalidades de Interconexiones

G

Generación Dedicada

Mercado

País A País B

B

Mercado

A

P = PGA

CMg A CMg B

Argentina-ChileArgentina-Chile

Modalidades de Interconexiones

Interconexión de Sistemas: Despacho Coordinado

Mercado

País A País B

BMercado

A

PA= CMg A

PB= CMg B

PA < PB

PA > PB

Transacciones de Corto Plazo y Contratos

GA

CB

Transacciones de Corto Plazo: Rentas de Transmisión (Congestión)

Demanda = DA Demanda = DB

Di

PrecioUS$MWh

PrecioUS$MWhPrecio de B

Sin Interconexión

País APaís B

Precio de A sin Interconexión

Precio de A - Bcon Interconexión

DA + Di

País Exportador

DB - Di

País Importador

Ahorro

Pi Pi

PA PA

PB PB

Incremento

Menor CostoDel Sistema

Mayor CostoDel Sistema

Rentas de Trans-misión Unitarias

Modalidades de Interconexiones

Mercado

País A País B

B

Mercado

A

Interconexión de Sistemas: Mercado Integrado – Despacho Único

P único

1

Apagón del 14 Agosto 2003 – NE EU - Canada

Source: Public Power Weekly, August 25, 2003

1

Apagón del 14 Agosto 2003 – NE EU - Canada

Still 40 0000 MW out of originally 62 000 MW

Source: Public Power Weekly, August 25, 2003