INTERCONEXIONES ELECTRICAS INTERNACIONALES: EFECTOS SOBRE EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

1. INTERCONEXIONES ELECTRICAS INTERNACIONALES: EFECTOS SOBRE EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Ing. Jaime Guerra COES-SINAC Seminario Interconexiones Eléctricas Internacionales, Lima setiembre 2004

2. CONTENIDO • Efectos de las Interconexiones. • Algunos antecedentes... • oTintaya-Santuario • oMantaro Socabaya • Interconexión Perú – Ecuador • Marco Normativo • Comentarios Finales

3. 1. EFECTOS DE LAS INTERCONEXIONES • Reducción del Costo de Operación de los sistemas interconectados por... • - mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. • - optimización de los programas de mantenimiento de las instalaciones. • incremento de la confiabilidad en los sistemas eléctricos. • Reducción del riesgo de racionamiento de la energía por sequía, etc.. • Mejora en la calidad de la energía por mayor robustez para soportar eventos de pérdida intempestiva de generación o carga. • Permiten ampliar los mercados eléctricos.

4. 1. EFECTOS DE LAS INTERCONEXIONES (2) • Beneficios para conservación del medio ambiente; reducción de emisiones contaminantes. • Permiten ampliar la infraestructura de comunicaciones.

5. 2. ALGUNOS ANTECEDENTES... • Enero 1997: Línea de Interconexión Tintaya – Santuario; 138 kV, 180 km. Enlaza el Sistema Sur-Este con el Sistema Sur-Oeste. • Octubre 2000: Línea de Interconexión Mantaro – Socabaya; 220 kV, 605 km. Enlaza el Sistema Centro-Norte con el Sistema Sur.

6. Colombia Ecuador SISTEMA ELECTRICOPERUANO AÑO 2004 Zorritos Tumbes Poechos Talara Sullana Paita Curumuy Piura Moyobamba Gera Carhuaquero Tarapoto Chiclayo Cajamarca Bellavista Gallito Ciego Brasil Pacasmayo Guadalupe Trupal Trujillo Sur Pucallpa Trujillo Cañón del Pato Aguaytía Chimbote Huaraz Tingo María Huánuco Vizcarra Paragsha Yaupi Paramonga Cahua Huacho Yanango Zapallal Chimay Central Hidroeléctrica Ventanilla Mantaro B o l i v i a Chavarría Central Termoeléctrica Restitución Santa Rosa Machupicchu Subestación Eléctrica San Juan Cachimayo Huancavelica Cusco Líneas de Transmisión DT ST Independencia Quencoro San Gabán 220 kV Abancay Ica 138 kV Cotaruse Tintaya Azángaro 30-69 kV Marcona Potencia efectiva hidráulica 2626 MW Juliaca Charcani V San Nicolás Charcani I, II, III, IV y VI Puno Potencia efectiva térmica 1755 MW Chilina Botiflaca Potencia efectiva TOTAL 4381 MW Océano Pacífico Socabaya Moquegua Mollendo Máxima Demanda de Potencia 3000 MW Toquepala Tv Ilo 2 Aricota Ilo 1 Tacna

7. Interconexión Mantaro – Socabaya: Reducción del Costo de Operación .

8. Interconexión Mantaro – Socabaya: Reducción del Costo de Operación .

9. Interconexión Mantaro – Socabaya: Reducción del Costo de Operación .

10. 3. INTERCONEXION PERU - ECUADOR Forma parte del “Corredor Energético Andino”, que comprende Perú, Ecuador, Colombia y Venezuela. - MACROPROYECTO CIER DE INTEGRACION ENERGETICA EN SUR AMERICA - PROYECTO CIER 02 – “MERCADOS MAYORISTAS E INTERCONEXIONES” (mayo 2000).

11. INTERCONEXION ELECTRICA PERU-ECUADOR-COLOMBIA-VENEZUELA Venezuela: • Gran capacidad hidráulica con regulación multianual. • Gran margen de reserva en generación. • Reservas de gas. • Red de transmisión extensa. • Esquema regulatorio no consolidado. • Déficit de generación en la frontera con Colombia. Colombia: • Gran capacidad hidráulica. • Considerable margen de reserva en generación. • Reservas de gas. • Esquema regulatorio consolidado. • Altos costos de restricciones. Ecuador: • Complementariedad hidrológica con Perú. • Alto riesgo de racionamiento en el corto plazo. • Bajas reservas de gas. • Esquema regulatorio no consolidado. Perú: • Considerable margen de reserva en generación. • Gran capacidad hidráulica • Reservas de gas. • Red de transmisión radial al norte y mallada al centro. Sistema centro Interconectado con el sur. • Esquema regulatorio consolidado.

12. - HYDROQUEBEC INTERNATIONAL Principales Resultados del Estudio de Interconexión Eléctrica Ecuador – Perú, Convenio de Colaboración Para Ejecución de Estudio de Interconexión Eléctrica entre Ecuador y Perú, OLADE - HydroQuébec International, Enero de 2001.

13. ALTERNATIVA 250 MW - ENLACE SÍNCRONO Paute Carhuamayo Carhuaquero Cajamarca D. Antamina Milagros Tumbes Piura Quito Guadalupe Chimbote Machala Talara Chiclayo Trujillo Pascuales INVERSIÓNMillones de US$ Líneas 220 kV 238.5 (250 km 2 Circuitos y 2218 km 11 Circuito) Módulos Subestaciones (29) 21.8 Compensación Serie 20.0 TOTAL 280.3

14. ALTERNATIVA SELECCIONADA 250 MW - ENLACE ASÍNCRONO Paute Carhuaquero Cajamarca Milagros Tumbes Piura Quito Guadalupe Chimbote Talara Machala Chiclayo Trujillo Pascuales INVERSIÓNMillones de US$ Líneas 220 kV 70.7 (250 km - 2 Circuitos, 435 km - 1 Circuito) Primera Etapa 65.5 MMUS$ Segunda Etapa 73.7 MMUS$ Módulos- Subestaciones (14) 10.5 Convertidor 250 MW 58.0 TOTAL 139.2

15. - GRUPO DE DESARROLLO DE LA INTERCONEXION ECUADOR-PERU En Diciembre de 2001 elaboró el documento “Estudios Eléctricos de la Interconexión Colombia – Ecuador y Perú en 230kV”, concluyendo que no era factible la operación síncrona de ambos sistemas eléctricos, con solo la línea Zorritos-Machala, debido a oscilaciones que se generarían ante contingencias en alguno de los dos países.

16. - GRUPO DE DESARROLLO DE LA INTERCONEXION ECUADOR-PERU (2) En Octubre de 2003 se reunieron en Medellín especialistas de los operadores (CND, CENACE Y COES) y transmisores (ISA, TRANSELECTRIC y REP) con el objeto de analizar la viabilidad de la interconexión sincrónica (AC) de los sistemas eléctricos de Ecuador-Colombia y Perú, mediante la línea Zorritos-Machala, considerando información actualizada sobre la red y los sistemas de control.

18. INTERCONEXION SINCRONA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO a)Es posible transferir una potencia máxima de 110 MW desde Perú a Ecuador. Con transferencias superiores se excede el rango de los SVC del norte del Perú. b)Es necesario operar el grupo TGN4 de la C.T. Malacas (Talara), para el soporte de las tensiones en la zona del proyecto.

19. OPERACIÓN EN ESTADO TRANSITORIOEFECTO DE CONTINGENCIAS AÑO 2005

20. MAXIMA DEMANDA

21. MAXIMA DEMANDA

22. MINIMA DEMANDA

23. MINIMA DEMANDA

24. INTERCONEXION ASINCRONA Con el objeto de observar el comportamiento de los sistemas eléctricos con una conexión asíncrona, se simularon las mismas contingencias resumidas en el punto anterior, suponiendo una estación convertidora DC (“Back to Back”) en la frontera del Perú con Ecuador.

25. AÑO 2005 MAXIMA DEMANDA

26. AÑO 2005 MAXIMA DEMANDA

27. LIMITACION DE FLUJO EN LINEA PARAMONGA-CHIMBOTE Zorritos Tumbes Talara Piura Horas de Congestión Año 2003: 166 horas (1.9 %) Año 2002: 156 horas (1.8 %) Carhuaquero Chiclayo Cajamarca Gallito Ciego Pacasmayo Guadalupe Trupal Trujillo Sur Pucallpa Trujillo Cañón del Pato Aguaytía Chimbote Tingo María Huánuco Vizcarra Paragsha Paramonga Restitución Oroya Huacho LIMITES EN FLUJO Norte-Sur 135 MW Sur-Norte 150 MW Zapallal Ventanilla Mantaro Chavarría Santa Rosa San Juan

28. 18:10:30.000 horas INICIO OSCILACIONES Inestabilidad registrada el 27 de julio de 2002 Al priorizar el mínimo costo en el despacho de generación se hizo negativo el amortiguamiento del sistema, con lo cual se amplificó el modo interarea Norte-Sur (que se asocia a un camino de transmsión debil y altas potencias de transmisión), que provocó una secuela de desconexiones.

29. OSCILACIONES ELECTROMECÁNICAS Origen: Centrales muy alejadas de las cargas Torque sincronizante deficiente, debido a que algunas centrales absorben reactivos.

30. CONEXIÓN RADIAL ENTRE ECUADOR Y PERU Suministro de energía eléctrica a Machala (Ecuador) desde el Perú Mínima Demanda: 46 Mw Media Demanda: 56 Mw Máxima Demanda: 87 Mw Suministro de energía eléctrica a cargas del norte del Perú (Talara y Tumbes) desde el Ecuador Mínima Demanda: 11 Mw Media Demanda: 17 Mw Máxima Demanda: 22 Mw

32. 4. MARCO NORMATIVO • 19.12.2002 : La Decisión 536 de la CAN proporciona el marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad. • Se requiere la aprobación del Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (RIEE) necesario para normar la aplicación de la Decisión CAN 536 en el Perú. Deberá precisar las funciones del COES en calidad de operador del sistema eléctrico y administrador del mercado eléctrico. • El RIEE debe definir el contenido mínimo del Acuerdo Operativo y del Acuerdo Comercial entre el CND del Perú (COES-SINAC) y aquel del Ecuador (CENACE). Estos acuerdos requerirán la aprobación del MINEM • Necesidad de Modificación de Estatutos y modificación y complementación de los Procedimientos Técnicos del COES conforme a lo que se disponga en el RIEE. • Se requiere revisar la aplicabilidad de la NTCSE por eventos originados fuera del país.

33. 4. MARCO NORMATIVO (2) • Se requiere un procedimiento especial y simplificadopara el despacho aduanero que contemple la cuantificación y liquidación de la electricidad y los tributos después de su ingreso al país. • Se requiere modificación a la Ley de I.G.V., para considerar las facturaciones correspondientes a las transacciones internacionales de energía. • Además, los ingresos del COES por las operaciones de importación/exportación de energía estarían gravados con el Impuesto a la Renta (IR). • Se requiere una disposición legal que incluya al COES en la relación de entidades exoneradas del IR por las operaciones de exportación e importación de electricidad que realice, ya que su intervención en ellas se produce como consecuencia de una función que le es asignada por la ley.

34. COMENTARIOS FINALES Y CONCLUSIONES • Los resultados de las simulaciones muestran que la interconexión síncrona entre los actuales sistemas eléctricos de Colombia + Ecuador y del Perú, mediante la línea Zorritos-Machala, no es viable técnicamente, debido a que contingencias a ambos lados de la frontera, provocan oscilaciones electromecánicas no amortiguadas. • A partir de las simulaciones realizadas utilizando un enlace “Back to Back”, se puede concluir que esta modalidad de interconexión si es viable técnicamente. Realizar análisis técnicos - económicos con mayores niveles de detalle para poder definir la oportunidad de un enlace “Back to Back”.

35. COMENTARIOS FINALES Y CONCLUSIONES • Con respecto a la conexión radial entre ambos paises, los resultados indican que el Perú puede alimentar la carga de la subestación Machala prevista para los años 2004 y 2005, en toda condición de demanda, siempre que este operando el grupo TGN4 de la C.T. Talara y que el factor de potencia de la carga de Machala este entre 0.98 y 1.0. • Se ha emitido un informe sobre las simulaciones de los Estudios Energéticos Perú-Ecuador. Se encuentra pendiente la revisión de los resultados, las alternativas de evaluación de beneficios, la actualización de la base de datos, el modelamiento del intercambio energético con Colombia y la adición de Panamá. • La magnitud de la carga de Machala tendrá efectos sobreEl flujo de potencia en la línea Paramonga- Chimbote: necesidad de control por estabilidad.

36. COMENTARIOS FINALES Y CONCLUSIONES • Los resultados de las simulaciones muestran que la interconexión síncrona entre los actuales sistemas eléctricos de Colombia + Ecuador y del Perú, mediante la línea Zorritos-Machala, no es viable técnicamente, debido a que contingencias a ambos lados de la frontera, provocan oscilaciones electromecánicas no amortiguadas. • A partir de las simulaciones realizadas utilizando un enlace “Back to Back”, se puede concluir que esta modalidad de interconexión si es viable técnicamente. Realizar análisis técnicos - económicos con mayores niveles de detalle para poder definir la oportunidad de un enlace “Back to Back”.

37. GRACIAS.