ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN PERIODO 2013 2022
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Lima 4 de mayo del 2012
Videoconferencia en simultáneo con Arequipa y Trujillo
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ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
PERIODO 2013 – 2022
Audiencia Pública Descentralizada Parte 3: Observaciones a la Prepublicación
del PPT - Presentación de Respuestas por Temas -
PRESENTACIÓN Y SUSTENTACIÓN DE LA VERSIÓN PRELIMINAR
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OBJETIVO
• El objetivo de la presentación es comentar sobre las
observaciones recibidas a la prepublicación de la
Actualización del Plan de Transmisión (PT).
• Se darán precisiones sobre la elaboración del PT que
responden en parte a las observaciones.
• Cabe aclarar que todas las observaciones y comentarios
recibidos serán respondidos uno por uno, y publicados en
el portal web del COES el 11 de mayo próximo. También
se incluirán las respuestas a las observaciones que se
reciban en la presente Audiencia.
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1. ELECTROSUR
2. ENERGÍA AZUL
3. ENERSUR
4. MINERA ANTAMINA
5. MINERA CERRO VERDE
6. MINERA XSTRATA
7. OSINERGMIN
8. REDESUR
9. REP
10. SUBCOMITÉ DE DISTRIBUIDORES
RELACION DE AGENTES QUE HAN PRESENTADO
COMENTARIOS Y/O OBSERVACIONES
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ALCANCES DEL ESTUDIO DEL PT
Instalaciones que sirven exclusivamente a los usuarios.
Estudio PT COES: Análisis de grandes sistemas de generación con proyección a interconexión internacional (Transmisión de Centrales del Oriente / Interconexión Internacionales)
Criterios del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas - Articulo 139
•Planificación Determinística •Horizonte 10 años •Plan de Obras para Fijación de Tarifas •Responsables: Titular / OSINERGMIN
Instalaciones que sirven exclusivamente a la generación.
Criterios de Planificación del titular
Instalaciones que sirven a la demanda y la generación (troncales nacionales y regionales)
Interconexión Internacional
Concesiones de Transmisión y Distribución
Usuarios Libres
Sistema Aislado
Criterios de Planificación privados de titulares de concesiones de generación.
PT COES : Cualquier instalación que a criterio del COES brinde seguridad, calidad y fiabilidad al SEIN
Criterios y Metodología para la Elaboración
del Plan de Transmisión •Metodología “TRADE OFF/RISK - MINIMAX” •Horizonte 10 años •Plan Vinculante / Plan de Largo Plazo •Entidad Responsable: COES-SINAC
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DISPONIBILIDAD DE LA INFORMACIÓN PARA LA ELABORACIÓN DEL PT
28/Feb 30/Nov
Cierre de
Información
30/Jun
Propuestas de
Solución de
los Agentes
01/Jun
11/May
Rptas.
Obs.
13/Set
Propuesta
Definitiva PT
27/Abr
Comentarios y
Observaciones
de los Agentes
08/Abr
Publicación del
PT Preliminar
4/May
Audiencia
Pública
16/Jul
Observaciones
de Osinergmin
12/Oct
Opinión de
Osinergmin
(Enviado al
MINEM)
31/Dic
Aprobación
del PT por el
MINEM
2t 3t 1t 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 4t
2011 2012
Informe de
Diagnóstico
Publicación del
Proyecto de
Resolución que
aprueba los Planes de
Inversión
11/Abr
Presentación
del Plan de
Expansión de
REP
19/Dic
Propuesta
del PT
Audiencia, prepublicación, observaciones,
publicación, reconsideraciones, Audiencia,
opiniones, etc… ejecución
Elaboración de anteproyectos, revisión por
el MINEM, adenda, ejecución.
- Concesiones (MINEM)
- Pre-operatividad (COES)
- Operatividad (COES)
- Fichas (Agentes)
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RETRASOS EN LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS
• Los proyectos nacen en el proceso de planificación (Plan Transitorio,
Plan de Inversiones, Plan de Transmisión) y son aprobados por el
MINEM / OSINERGMIN. No pueden ser retirados de las premisas del
PT mientras sigan vigentes. Un ejemplo de un proyecto retirado es la
L.T. Cerro Corona – Carhuaquero que fue reemplazado por la L.T.
Cajamarca - Carhuaquero.
• Los retrasos deben ser resueltos por los actores y en las instancias
correspondientes, hasta agotar los alcances contractuales.
• No se puede planificar nuevas instalaciones si no hasta que los
proyectos que presenten retraso hayan sido declarados por la
Autoridad, en suspensión o cancelación.
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ANÁLISIS DE AÑOS PREVIOS AL 2018 PARA EL PLAN VINCULANTE
• Se seleccionó el año 6 del horizonte del estudio (año 2018), para la
determinación del Plan Vinculante, considerando que un proyecto de
transmisión requiere un plazo de concurso y construcción que varía
entre 4 y 6 años.
• Se han recibido observaciones de algunos agentes solicitando que se
considere el ingreso de los proyectos en años previos al 2018.
Inclusive el Regulador observa que el Plan Vinculante debe considerar
el ingreso de proyectos posteriormente al 2018, considerando que los
proyectos podrían tomar 56 meses de concurso y construcción, más el
tiempo de la Consulta Previa.
• Se considera el año 2018 como una fecha adecuada, desde el punto
de vista de análisis, que comprenda las incertidumbres en el plazo de
ejecución de proyectos.
• Sin embargo, se harán recomendaciones para priorizar algunos de los
proyectos incluidos en el Plan Vinculante, en función de las fechas
previstas de ingreso de los proyectos generación y demanda que así lo
exijan.
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CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO A TACNA
• Tanto en el Primer Plan de Transmisión como en la presente
actualización se analizó el caso de la segunda L.T. en 220 kV
Moquegua – Tacna como mejora en la confiabilidad, encontrándose
que la misma no se justifica de acuerdo a los criterios de la Norma.
• Sin embargo, dentro del Plan de Inversiones, proceso que se rige por
el artículo 139 del RLCE, se está considerando el mencionado
proyecto de confiabilidad.
• Se considera que este proyecto debe seguir su curso dentro de este
último proceso.
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PRIORIZACIÓN DEL PROYECTO DE REFORZAMIENTO CENTRO –SUR (L.T. 500 kV MANTARO – MARCONA-NUEVA SOCABAYA- MONTALVO)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Años
Proyectos (MW)
zona NORTE zona CENTRO zona SUR
• El Plan Vinculante considera que los proyectos comprendidos debe estar
en operación hasta el año 2018.
• Para el caso de la L.T. de
500 kV al Sur, se planteará
que se priorice la fecha de
puesta en operación
considerando que el mayor
crecimiento de la demanda
por proyectos en el Sur
ocurre hasta el año 2016
(1000 MW)
• En el PT se está incluyendo el anteproyecto, al nivel requerido para
licitación, lo cual podría reducir el tiempo de gestión del concurso.
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• En el informe se presentaron 3 planes evaluados para el año 2022 y 3
para el año 2018, lo que significó presentar las simulaciones de 576 casos
del PERSEO.
COMPLEJIDAD Y USO DE RECURSOS EN EL PROCESO DE
EVALUACIÓN DE OPCIONES Y PLANES
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Probar el Plan sin una opción, tratar de aislar
los beneficios de los proyectos individuales
Replantear opciones
individuales y/o Replantear
planes
Tiempo de
Simulación
Tiempo de
Análisis
14 Horas (576
Escenarios)-
Aprox. 2 días (una vez afinado
el modelo)
>10
>6
Modificación de Datos
• En la realidad, para llegar a cada uno de los tres planes se llevaron a cabo una
serie de simulaciones y análisis.
• Una vez definido el Plan, se probaron opciones individuales dentro de este,
para aislar los atributos de estos.
• Al final se ejecutaron > 6000 simulaciones del
PERSEO.
>2
COMPLEJIDAD Y USO DE RECURSOS EN EL PROCESO DE
EVALUACIÓN DE OPCIONES Y PLANES
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PRECISIÓN EN LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
• Para la Planificación Convencional Determinística la proyección de la
demanda con mayor certidumbre es clave.
• Para Planificación “TOR” la proyección de la demanda determinística
es orientativa mas no clave. Interesa mas el rango de valores en el
que se pueda materializar la demanda.
• Con la metodología “TOR” no es necesario realizar ajustes finos de la
demanda, más sí considerar variaciones en sus componentes de
mayor impacto (grandes proyectos y demanda vegetativa, en total y
por zonas) en el largo plazo.
• Por lo anterior el tener una proyección de la demanda con
características de precisión exigibles para métodos determinísticos
no brindan mayor utilidad en metodologías como las del PT.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW Proyección de la Demanda
BASE OPTIMISTA PESIMISTA METODOLOGÍA TRADE-OFF/RISK
Metodología Trade - Off/Risk – Minimax. Requiere proyecciones
extremas “factibles”, mas que de mayor certidumbre para fijar el “contorno” del
área en que se planteará los futuros
Metodología de planificación determinística. Requiere proyección
de demanda con cierto grado de certidumbre
PRECISIÓN EN LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
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TIPOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN EN FUTUROS DE OFERTA
Generación Térmica (Gas Natural)
Generación Hidro Mayor Centrales del
Oriente
Generación Hidro Mediana/Menor con
concesiones definitivas y temporales
Generación Hidro Mayor Centrales del
Norte
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Sin
Grandes
Centrales
Con C.H.H.
del Norte
Con C.H.H.
del
Oriente
Térmica GN 60% 40% 40% 40%
Hidro
Mediana/Menor
con concesión
definitiva
40% A A A
Hidro
Mediana/Menor
con concesión
temporal
B
Hidro Mayor
Centrales del
Norte
B
Hidro Mayor
Centrales del
Oriente
B
(*) A+B≈60%
Proyectos
Considerados
40%T + 60%H
ESCENARIOS
60%T + 40%H
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FIN
PARTE 3