SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE PERÚ

SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE PERÚ

EXPECTATIVAS DE PROYECTOS A CORTO, MEDIANO Y LARGO PLAZO

FUENTES: (información de carácter público, colgada en los portales de cada institución)

COES:

• Informe COES/DP-01-2016 “Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión 2017 - 2026”. Septiembre 2016.

• Informe COES/DP-01-2017 “Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2019 – 2028”. Febrero 2017. Capitulo III. Diagnóstico de largo plazo periodo 2021-2028

MEM:

• Informe Técnico No. 059-2016-MEM-DGE/DEPE. Evaluación de la propuesta definitiva de actualización del plan de transmisión 2017-2026. Diciembre 2016

PROINVERSIÓN:

• Portafolio de proyectos APP 2017 2018. Enero de 2017. Presentación realizada por Alvaro Quijandría Director Ejecutivo d ProInversión

EMPRESAS DEL ESTADO

• Planes Anuales de Adquisición y Contratación 2017

1. PLAN DE TRANSMISIÓN 2017 - 2026

ANTECEDENTES:

Luego del análisis de congestiones o sobrecargas en las principales líneas de transmisión, se resume que los principales problemas del actual Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SEIN para el año 2026 son:

• El envío de energía hacia el Norte del país, debido a la existencia de generación en el Centro y Sur.

• Sobrecargas en las líneas aledañas a la SE Independencia debido al incremento de la demanda en dicha zona.

• Sobrecargas en el Área para el Abastecimiento de Lima. A diferencia de los problemas de los párrafos anteriores, la solución de estos problemas debe ser analizada en el Plan de Inversiones. Sin embargo, se recomendan algunas reconfiguraciones de la red con el fin de solucionar estas sobrecargas y controlar el nivel cortocircuito.

CONSOLIDADO DEL PLAN DE TRANSMISIÓN 2026

El resumen del plan de transmisión para el 2026, el cual incluye los resultados del análisis Trade-Off / Risk MINIMAX, del criterio N-1 y proyectos que resultaron de la verificación de los criterios técnicos de desempeño (análisis eléctricos), es el siguiente:

Este plan fue comentado por el Osinergmin y el MEM considero que las observaciones son subsanables y que se aprueba la propuesta del COES

PLAN VINCULANTE PARA EL AÑO 2022

El Plan Vinculante para el año 2022 incluye los resultados del análisis Trade-Off / Risk MINIMAX, con el cual se seleccionó el Plan A-D, entre cuatro planes analizados. También se incluyen las líneas por el criterio N-1, así como esquemas especiales de protección incluidos a partir de los análisis eléctricos.

El MEM realizó comentarios y recomendó aprobar el plan vinculante de la siguiente forma:

El Plan de Transmisión 2017 - 2026 fue aprobado por el MEM mediante resolución ministerial Nº 562-2016-MEM/DM el 29 de diciembre de 2016.

2. DIAGNÓSTICO DE LARGO PLAZO PERIODO 2021-2028

El diagnóstico de condiciones operativas de largo plazo se realiza bajo condiciones de incertidumbre de variables tales como: demanda, oferta e hidrología. Esta incertidumbre de variables, son acotadas en valores máximos y mínimos, los cuales constituyen los “futuros extremos” o “nudos” de las variables consideradas. incluye generación y transmisión.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

Para este estudio de Diagnóstico se considera un solo futuro de transmisión, el cual está compuesto por el sistema de transmisión actual (a diciembre de 2016), al cual se añaden los proyectos de transmisión futuros previstos en: Plan Transitorio de Transmisión, los Planes de Transmisión, Plan de Inversiones de Transmisión y proyectos que forman o formarán parte de ampliaciones e Contratos de Concesión de las empresas transmisoras.

Los proyectos de transmisión a más largo plazo previstos en este diagnóstico son:

AÑO 2028

En la siguiente Figura se muestran el promedio de las máximas sobrecargas de las líneas agrupadas por área y para cada nudo de generación-demanda, donde se observan sobrecargas en el Norte Medio, Centro Oriente, Lima y en el Sur.

De los eventos simulados en los años 2024 y 2028, se puede mencionar lo siguiente:

• El área Norte presentaría problemas de inestabilidad de tensión en casos de fallas trifásicas con salida de las LLTT 500 kV Trujillo - La Niña, Carabayllo - Chimbote y Chimbote - Trujillo, casos en los cuales las tensiones resultan menores a 0,8 p.u. en barras de 220 kV y 138 kV de área Norte, con pérdida de sincronismo de la CT Maple. En estos casos se evitará el colapso de tensión por la actuación del EEP del área Norte. Asimismo, se observa sobrecargas mayores a 20% en la LT 220 kV Chiclayo -Carhuaquero, considerando una capacidad de 150 MVA.

• En el área centro Mantaro no se verifican problemas de estabilidad con el modo de operación en bypass de la compensación serie en la subestación Cotaruse lado Norte (dos compensaciones).

• En el área centro Oriente se debe operar abierta alguna línea del eje 138 kV Tingo María- Aucayacu-Tocache-Bellavista-Tarapoto, por ejemplo, la apertura de la LT 138 kV Bellavista – Tarapoto, debido a la imposibilidad de operar en anillo 220 kV y 138 kV en la zona de Moyobamba-Iquitos. Sin embargo, la operación radial traería como consecuencia la vulnerabilidad del sistema ante salida de líneas en los ejes 138 kV Tingo María- Aucayacu-Tocache-Bellavista-Tarapoto y eje 220 kV Cajamarca-Caclic-Moyobamba, lo que resultará en zonas no atendidas.

• En el área Oriente-Pucallpa no se verifican problemas de estabilidad ante la salida de la LT 220 kV Tingo María – Vizcarra, debido al ingreso de refuerzos

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