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• Washington Castro

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Planificación y Operación en el Mercado Eléctrico

Parte 5 - La inserción de Generación de Energía Renovable No Convencional (ERNC) en el Mercado Eléctrico Peruano

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Generación ERNC solar fotovoltaica, eólicay Concentración Solar CSP

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Generación Promedio de Centrales Eólicas y Solares Fotovoltaicas en el Perú - 2018 GENERACION PROMEDIO DE CENTRALES SOLARES 2018 (MW)

GENERACION PROMEDIO DE CENTRALES EOLICAS 2018 (MW) 70

120

60

100

50 80

40

60

30

40

20 10

20

00:45 01:45 02:45 03:45 04:45 05:45 06:45 07:45 08:45 09:45 10:45 11:45 12:45 13:45 14:45 15:45 16:45 17:45 18:45 19:45 20:45 21:45 22:45 23:45

0

C.E. MARCONA

C.E. TRES HERMANAS

CE CUPISNIQUE

CE TALARA

CENTRAL EOLICA WAYRA I

00:45 01:45 02:45 03:45 04:45 05:45 06:45 07:45 08:45 09:45 10:45 11:45 12:45 13:45 14:45 15:45 16:45 17:45 18:45 19:45 20:45 21:45 22:45 23:45

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CENTRAL SOLAR INTIPAMPA CS PANAMERICANA SOLAR CS RUBI - CIRCUITO 6-10 CS-MAJES SOLAR 20T

CS MOQUEGUA FV CS RUBI - CIRCUITO 1-5 CS TACNA SOLAR CS-REPARTICION

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Concentración SolarCSP

Fuente: Solar Reserve,Chile

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Concentración SolarCSP

Fuente: Solar Reserve,Chile

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Horizontes de decisiones operativas y de planificación

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Servicios complementarios (ancillary services)necesarios para una alta penetración de generación ERNC

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Servicios complementarios (ancillary services) para alta penetración de generación ERNC (1 de 2) Dado que la electricidad no puede almacenarse en grandes volúmenes a un costo razonable, parte de la función del operador de la red eléctrica es asegurarse de que la oferta y la demanda se equilibren en todo momento. Esto significa que la red eléctrica esté haciendo ajustes cada segundo a medida que cambia la demanda (en realidad, mucho más rápido que un segundo). Muchos de estos ajustes son respuestas automáticas. Continúa y enciende y apaga la luz en la habitación en la que estás sentado. Lo creas o no, hay una enorme red de sensores en la red eléctrica que puede indicar que el consumo de electricidad aumenta y disminuye un poco, y haciendo ajustes automáticos a las salidas de la planta de energía en respuesta. Asegurarse de que la red eléctrica sea estable y que la oferta satisfaga la demanda de forma continua requiere que se tomen decisiones sobre una gran variedad de escalas de tiempo (ver figura). El mercado del día anterior se utiliza para permitir que los operadores de la red eléctrica tengan suficiente suministro para satisfacer la demanda anticipada con 24 horas de anticipación. El mercado en tiempo real hace lo mismo en un plazo de una hora por delante. Pero, ¿qué sucede entre la compensación del mercado por hora y el despacho real en tiempo real?

Fuente: EBF 483: Introduction to Electricity Markets – Penn State University

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Servicios complementarios (ancillary services) para alta penetración de generación ERNC (2 de 2) Se puede definir que los "servicios complementarios” en la operación de sistemas eléctricos de potencia son herramientas que los operadores de la red tienen para manejar las fluctuaciones en la oferta y la demanda entre esos momentos discretos cuando el mercado en tiempo real se despeja. Los servicios complementarios se pueden clasificar en los siguientes: Servicio de despacho • Suministro de reactivos y control de tensión • Servicio de regulación y respuesta de frecuencia • Servicio de balance de energía • Reserva operativa: servicio de reserva rodante y suplementaria (reserva fría) • Reserva operativa: servicio de reserva suplementario

Fuente: EBF 483: Introduction to Electricity Markets – Penn State University

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Servicios complementarios (ancillary services) para alta penetración de generaciónERNC Control de Potencia Reactiva – Niveles de Control de Tensión • Control Primario o Local Utiliza condensadores y reactores fijos, los reguladores de tensión de los generadores (AVR), los reactores y condensadores controlados por interruptores (SCR y SCC) y dispositivos flexibles de control de reactivos en sistemas de corriente alterna (FACTS) • Control Secundario Se basa en la conexión y desconexión de bancos de condensadores o de reactores, cambios en las tomas de los transformadores y cambios en la referencia de los equipos de control primario • Control Terciario Abarca todo el sistema interconectado y busca determinar un perfil óptimo de niveles de tensión y de flujo de potencia reactiva, coordinando los diferentes controles secundarios para mantener la seguridad y la eficiencia del sistema

Fuente: EBF 483: Introduction to Electricity Markets – Penn State University

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Servicios complementarios (ancillary services) para alta penetración de generación ERNC - Control de frecuencia 1 de 2 Por lo general, los eventos de sobre frecuencia son más fáciles de manejar para los operadores de la red que los eventos de baja frecuencia. Si la frecuencia comienza a exceder los 60 Hz, esto suele suceder lentamente y los operadores de la red pueden responder reduciendo la producción de algunos generadores. Sin embargo, los eventos de baja frecuencia pueden ser más graves porque a menudo son inesperados e implican la pérdida de una gran central eléctrica. Cuando esto sucede, la recuperación de la frecuencia del sistema a 60 Hz implica tres fases, que se conocen colectivamente como "control de frecuencia". Estas tres fases se ilustran en la figura siguiente y se pueden resumir de la siguiente manera: Período de Recuperación

Período de Detención Período de Rebote

Fuente: EBF 483: Introduction to Electricity Markets – Penn State University

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Servicios complementarios (ancillary services) para alta penetración de generación ERNC - Control de frecuencia 2 de 2 El control de frecuencia primario se activa automáticamente, sin intervención humana, justo después del evento de baja frecuencia. Los generadores que están equipados con sensores de frecuencia ajustarán su salida automáticamente. El control de frecuencia secundario se activa en decenas de segundos, también automáticamente, si el evento de baja frecuencia no se corrige solo. La regulación de frecuencia secundaria a veces se denomina Control Automático de Generación (AGC). El control de frecuencia terciaria se activa en unos pocos minutos si el evento de baja frecuencia no se corrige a través de mecanismos de control de frecuencia primario o secundario. El control de frecuencia terciaria generalmente implica que el operador de la red eléctrica ajuste manuaClomntreonldtee el despacho de algunas plantas Control de Frecuencia Control de Frecuencia de energía. FrecuenciaTerciaria Primaria Regulador de velocidad

Secundaria AGC

Acción del operador

Etapas de Control de Frecuencia Fuente: EBF 483: Introduction to Electricity Markets – Penn State University

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Servicios complementarios (ancillary services) para alta penetración de generación ERNC Reservas y Arranque en Negro (Black Start) Las reservas representan la capacidad que los operadores de la red eléctrica mantienen como respaldo en caso de pérdida de otra central eléctrica o si la demanda aumenta rápidamente más allá de lo esperado. El uso de reservas puede activarse si, por ejemplo, la regulación de frecuencia por sí sola no es suficiente para que la frecuencia del sistema vuelva a 60 Hertz y un operador de la red eléctrica deba activar el control de frecuencia terciaria. Hay dos tipos de reservas: reservas rotantes y no rotantes. Las reservas rotantes representan una capacidad que está sincronizada con la red (a 60 Hz) pero que no produce electricidad. Se espera que las reservas rotantes sean capaces de producir energía dentro de un tiempo específico de llamada (los ejemplos serían una reserva rotante de 10 minutos, 30 minutos y 60 minutos). Las reservas que no son rotantes representan la capacidad que no se ha arrancado, pero que podría iniciarse y estar lista para producir energía dentro de un tiempo específico de activación. El arranque en negro es la capacidad de una planta de energía para arrancarse independientemente de la red eléctrica. Algunas plantas de energía tienen generadores en el sitio que pueden usarse para comenzar a girar el generador de turbina principal. Otros realmente toman electricidad de la red eléctrica para este propósito. Las plantas de energía que proporcionan capacidad de arranque en negro acuerdan mantener un generador en el sitio u otra fuente de energía independiente de la red lista para operar. En el caso de un gran apagón, estas plantas de energía comenzarán a funcionar utilizando su generación en el sitio, y alimentarán la red a la red para que otras plantas puedan arrancar y restaurar el servicio de electricidad. Fuente: EBF 483: Introduction to Electricity Markets – Penn State University

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El potencial de energéticos renovables no convencionales (solar fotovoltaico y eólico) en la oferta de generación eléctrica en el Perú

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Potencial Solar en Sudamérica

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Potencial Solar en el Perú

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Potencial Eólico en el Mundo Vientos Medios Anuales – Ref. Global Wind Atlas . World Capture

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Potencial Eólico en el Perú – Ref. Atlas Eólico del Perú, PROSEMER-MINEM 2016

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Potencial Eólico en el Perú Vientos Medios Anuales – Ref. Atlas Eólico del Perú, DGER-MINEM 2008

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Penetración técnica de generación de ERNC en el mercado eléctrico peruano

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AspectosTécnicos de la Conexión de Generación ERNC (Variable Renewable Energy -VRE) en Redes deTransmisión Enfoque Conceptual

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A. Red débil (topología más radial) Generación Convencional (térmico, hidro) Generación Eólica

Generación Solar

Características • Mayores distancias eléctricas: Mayor variabilidad de ángulos (frecuencia) y tensiones. • Solo se puede reemplazar una parte menor de generación convencional por generación VRE (Variable Renewable Energy). Control de frecuencia • Mantener una mayor generación convencional (térmica, hidro) por necesidades de inercia (masas rotantes). • La generación VRE no necesita exigencias mayores en la conexión. • Los esquemas de rechazo de carga actuarán siempre ante variaciones de la frecuencia para mantener el balance de generación-carga. Control de tensión • Mantener una mayor generación convencional para el soporte dinámico de reactivos en las zonas alejadas. • La generación VRE no necesita exigencias mayores en la conexión (solo soporte estático de reactivos). 24

B. Red robusta (topología más mallada) Generación Convencional (térmico, hidro) Generación Eólica

Generación Solar

Características • Menores distancias eléctricas: Menor variabilidad de ángulos (frecuencia) y tensiones. • Se puede reemplazar una mayor parte de la generación convencional por generación VRE, con las exigencias adecuadas en la conexión. Control de frecuencia • Las necesidades de inercia pueden ser suplidas por la generación VRE mediante inercia sintética (obtenida de convertidores). En el caso de solar, las tecnologías utilizan desde un inicio convertidores. En el caso de eólica, solo desde tecnologías DFIG y full-converter. • La generación VRE necesita exigencias mayores en la conexión (inercia sintética, RPF, ride-through). • Los esquemas de rechazo de carga actuarán pocas veces, dado que la frecuencia es menos variable.

Control de tensión • No se necesita una mayor generación convencional para soporte dinámico de reactivos, dado que la red es robusta. • La generación VRE necesita exigencias mayores en la conexión (soporte dinámico de reactivos, ride-through).

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Limitación de Penetración de ERNC por Estabilidad de frecuencia falta de inercia en el sistema La mayor inserción de unidades ERNC incrementa la pendiente de frecuencia, ante una salida de generación o falla, por lo que a mayor penetración de ERNC en el sistema, deberá proveerse mayores recursos de Servicios Complementarios de almacenamiento rápida de energía (inercia mecánica – Compensadores Síncronos, inercia sintética, baterías, masas rotantes, etc.)

Frecuencia - Tiempo

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Aspectos Técnicos de la Operación de Unidades ERNC - Variabilidad en la Inyección dePotencia – Rampas de carga-

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Curva de carga y despachos promedio de plantas eólicas y solares

Fuente: Operating and Planning Electricity Grids with Variable Renewable Generation, Marcelino Madrigal and Kevin Porter, World Bank,2013

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Despacho típico de una central a carbón de 1x700 MW

Fuente: Operating and Planning Electricity Grids with Variable Renewable Generation, Marcelino Madrigal and Kevin Porter, World Bank,2013

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Despacho típico de una central a gas natural ciclo abierto de 1x400 MW

Fuente: Operating and Planning Electricity Grids with Variable Renewable Generation, Marcelino Madrigal and Kevin Porter, World Bank,2013

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Variaciones bruscas (Rampa) de generación ERNC eólica y su correspondiente variación en máquina térmica de reserva

Fuente: Operating and Planning Electricity Grids with Variable Renewable Generation, Marcelino Madrigal and Kevin Porter, World Bank,2013

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Penetración económica de generación de plantasde ERNC en el mercadoeléctrico peruano

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COSTO MARGINAL PROMEDIO Y PRECIO DE ENERGÍA EN BARRA REGULADO EQUIVALENTE MENSUAL EN LA BARRA DEL SEIN - SANTA ROSA 220 kV 80 CMG promedio

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Tarifa de energía en Lima Promedio movil anual

60

40

30

20

Máx. Cmg Tintaya Nueva220

10

0

Min. Cmg Oro yaN u eva50

Ene-09 Abr-09 Jul09 Oct09 Ene10 Abr-10 Jul-10 Oct-10 Ene11 Abr-11 Jul-11 Oct-11 Ene12 Abr-12 Jul-12 Oct12 Ene13 Abr-13 Jul-13 Oct13 Ene14 Abr-14 Jul-14 Oct-14 Ene15 Abr-15 Jul-15 Oct-15 Ene16 Abr-16 Jul-16 Oct16 Ene17 Abr-17

US$ / MW.h

50

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Ordenes de magnitud de Costos monómicos típicos de unidades ERNC solar fotovoltaicas y eólicas Inversión Centra l ERNC Eólica Solar

[US$/kW ] 1,400 1000

O&M Anual [% Inversión]

Vida Útil [años]

1% 1%

25 25

Central ERNC

Factor de Planta

Eólica

50%

Inversión Anual [US$/k W año] 160

Solar Fotovolt ai co

30%

110

•

CostoMonómico =

Tasa Interés

[%] 12% 12%

O&M Anual Monómico [US$/kW año] [US$/MWh] 14

10

40

50

InversiónAnualizada + CostoAnualO&M Factor de Planta ∗8.76 34

Fuente: Estadística de operaciones del COES 2005

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Fuente: Estadística de operaciones del COES 2005

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