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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
13
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
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