FUTURO DE LAS CCHH Y LAS RER EN EL PERU

FUTURO DE LAS HIDROELECTRICASY
RENOVAVBLES EN EL PERU
Ing. Roberto Tamayo Pereyra
https://www.linkedin.com/in/roberto-carlos-tamayo-pereyra-64499339/
Diciembre 2019

CONTENIDO
1. ASPECTOS GENERALES
2. PROBLEMAS ACTUALES
3. POSIBILIDADES DE LAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES
4. FUTURO DE LAS HIDROELECTRICAS
5. CONCLUSIONES

Exposición a los riesgos Capacidad de reacción
(Resiliencia)
Soberanía Robustez
Fenómenos naturales
Flexibilidad Diversidad
Entorno económico
Entorno político
Entorno socio ambiental
Seguridad Energética
Baja vulnerabilidad de los
sistemas energéticos vitales
Fuentes de
energía Primaria
Transporte e
Infraestructura
Usos
finales
Nacional Regional Global
GeográficoSectorial
• ¿Seguridad para quién?
• ¿Seguridad para que valores?
• ¿Seguridad para que amenazas?
Fuente: Adaptado de Cherp, A . Y Jewell, J. (2014) Energy Policy: The concept of energy security: Beyond the four As
Resiliencia : “Los fundamentos de un sistema
energético seguro es necesitar menos energía
en primer lugar, conseguirlo de fuentes que
sean ‘invulnerables’ por su diversidad y
dispersión”.

País A País B País C País D País N
Transporte Industria Energía Agro Otros
Gas Petróleo Electricidad Madera Otros
Oferta Demanda
LazosMedioAmbientales
Nivel Global
Nivel Macro
Nivel Intermedio
Nivel Micro
Macroeconomía
Sector Energía
Sub Sector Eléctrico
Planeamiento de Inversiones
Operaciones
Optimización de Pérdidas
Optimización de Confiabilidad
Política de Precios
Controles Físicos
Métodos Técnicos
Educación y Propaganda
Planeamiento del Subsector
Interacciones
Interacciones entre
los Subsectores
Energéticos
Interacciones entre el
Sector Energía y el
resto de la EconomíaDisponibilidad de Recursos (K, L, M)
Demanda de Energía Desagregada
Objetivos y Restricciones Nacionales
Requerimiento de Recursos
Resultados Energéticos
Restricciones del Sector Energía
Fuente:
Energy Policy Analysis and
Modeling, M. Munasinghe
& P. Meir; Cambridge UP; Pag 15
Marco Conceptual del Planeamiento Energético Nacional Integrado (PENI)

RESILIENCIA ATRAVÉS DE LA DIVERSIFICACIÓN
“ Fortalecer la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ate eventos de variabilidad y
cambio climático a través de la diversificación del riesgo”
Variedad
Categorías disponibles de fuentes de energía
Equilibrio
Proporción de energía que aporta cada categoría
Disparidad
Grado de diferenciación entre las categorías disponibles
( Independencia entre fuentes, agua em diferentes cuencas,
combustibles fósiles independientes)
Como se mide la resiliencia
Mediante la diversificación de fuentes
energéticas de la matriz eléctrica
En el sistema eléctrico
Capacidad de la matriz eléctrica para
adaptarse y reconfigurarse ante un
eventos de estrés relacionados con
variabilidad y cambio climático
Que es resiliencia
Capacidad de un sistema para
adaptarse y reconfigurarse
ante un evento de estrés

Fuente : Ing. Luis Espinoza
31 Millones de
Habitantes
215 Mil Millones de
US$ de PBI
434 TJ/D de
Electricidad
Consumida
1500 TJ/D de Combustible
Consumido 90%
2 Millones de Vehículos
Autos 860 43%
Station Wagon 290 15%
Camionetas 539 27%
Omnibus a más 291 15%
Total 1980 100%
Miles de Unidades
493 TJ/D de
Electricidad
Producida
88%
296 TJ/D (60%) de
EE Producida con
RER
197 TJ/D (40%) de EE
Producida con Gas
Natural
685 TJ/D de GN
Consumido en el Perú
422 TJ/D (60%) de Gas
Natural usado en GE
Eficiencia = 47%
1883 TJ/D de GN
Producido 742 TJ/D de GN
Exportados
36%
39%
260 TJ/D de Petróleo
500 TJ/D de Líquidos del GN
760 TJ/D
Reinyección = 456 TJ/D (24%)
7.5 Millones de
Viviendas
7.0 Millones con
Electricidad y
6.2 Millones con Agua
Libres (56%)
Regulados (44%)
¿QUÉ ES EL PERÚ AL 2017?

Caso Base, periodo 2019 – 2030: Escenario de demanda pesimista sin GSP
Demanda cubierta
con generación no
eficiente
Balance de Oferta y Demanda en el SEIN
Informe de Diagnostico de las Condiciones Operativas del SEIN: Período 2021 - 2030
Tasa de
crecimiento 2019-
2030: 3.3% aprox.
COES

Participación por tecnología
Seguridad energética
Concepto
Para una sociedad
crecientemente integrada y
global, de progresiva
interdependencia entre países y
regiones geográficas, se puede
entender la seguridad energética
como las acciones que minimicen
los riesgos de abastecimiento de
suministros, con un cierto nivel
de dependencia, a un costo que
una nación en vía de desarrollo
esté dispuesta a asumir.

¿Cómo debe entenderse la seguridad energética?
Los impactos de actuar bajo una u
otra interpretación son
esencialmente económicos.
“La energía más cara es la que no
se tiene cuando se la necesita”.
Un extremo, evitar toda
interrupción de suministro
Lograr abastecimiento energético
seguro a todo riesgo,
independiente de los eventos
que se enfrenten en el suministro
de insumos por terceros
Otro extremo, lograr total
autonomía
Lograr independencia
energética, autoabasteciéndose
con recursos propios que
eliminen riesgos de
dependencia del extranjero
El abastecimiento
energético es estratégico
para el normal desarrollo
social y económico del
país, tiene que ser:
• Oportuno, para cubrir la demanda eléctrica.
• Suficiente, para brinda adecuados márgenes de reserva.
• Confiable, para minimizar interrupciones.
• Económico, para establecer un adecuado balance
precio/calidad.
• Limpio, para que sea ambientalmente tolerable.
• Independiente, para lograr autosuficiencia energética.
• Sostenible, por su repercusión en las próximas
generaciones.

¿Qué plazo futuro debemos cubrir en seguridad
energética?
¿Cuáles son las tendencias globales
en seguridad energética?
• Se avanza cada vez diversificando la
matriz energética a través de la
integración de la eficiencia energética
provenientes de fuentes
convencionales y no convencionales.
• Cuando el abastecimiento energético
escapa al alcance de las empresas,
encargadas de prestar el servicio
público, es vigente la tendencia de la
intervención del Estado.
• El cambio climático es una
preocupación global, el cual involucra
el abastecimiento energético.
seguridad del suministro
seguridad de producción
seguridad geopolítica y medioambiental
A corto plazo
A mediano plazo
A largo plazo

Potencial Hidroeléctrico
69 445 MW (1)
Potencial Eólico
22 450 MW (2)
Potencial Geotérmico
3 000 MW (3)
(1) Atlas del Potencial Hidroeléctrico del Perú – (DGER-MINEM, BM y GEF), Marzo 2011
(2) Atlas del Potencial Eólico del Perú – (http://www.foner.gob.pe/atlaseolicolibro.asp)
(3) Battocletti, Lawrence, B& Associates, Inc (1999) “Geothermal Resources in Peru
(4) Plan Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable en el Perú (DGER-
MINEM)
Potencial Solar (4)
Sierra: 5.5 – 6.5 kWh/m2
Costa: 5.0 – 6.0 kWh/m2
Selva: 4.5 – 5.0 kWh/m2
El principal recurso energético renovable del Perú,
es el hidroeléctrico. Pero en todo sistema eléctrico
debe evaluarse sin prejuicio de las decisiones
económicas (de negocio) de la actividad, la
constitución de un parque óptimo con la suma de
todas las tecnologías.
¿Qué estamos haciendo para garantizar la seguridad energética del país?
Se está diversificando
la matriz energética???
El SEIN es vulnerable a
las condiciones
hidrológicas adversas.
El gas natural continúa
siendo el combustible
relevante para la
generación eléctrica.

Año de la interconexión de los sistemas
Centro Norte y Sur del SEIN
Año de la incorporación del gas natural de
Camisea como insumo de la generación
térmica del SEIN. Crisis de los suministros
sin contratos.
Pronto Camisea logró posicionar en la matriz
eléctrica. El 2009 se iba a enfrentar una leve
sequía.
En este año se terminaron de consolidar
los ciclos combinados, así como proyectos
menores que consumen gas de Camisea.
La hidroelectricidad se incrementa por la
incorporación de proyectos relativamente
grandes como Cerro del Águila y Chaglla.
Sin lugar a dudas, Camisea significó
mucho en las decisiones de los
inversionistas en nuevos proyectos de
generación de rápida implementación, el
retiro de tecnologías ineficientes a
diésel, y el incremento en el uso de
tecnologías más eficientes como los
ciclos combinados, reduciendo también
la contaminación ambiental.
Pero, ¿las distorsiones?:
Caso de estudio: Declaración de Precios
del GN
https://es.slideshare.net/RobertoCarlos
TamayoP/uso-eficiente-del-gas-natural
Antes y después de Camisea( Gas Natural )
2) Se está asegurando el
abastecimiento de gas
natural???
¿Qué estamos haciendo para garantizar la seguridad energética del país?

¿Qué medidas se deben tomar?
Administrar la demanda. Intensificar programas de ahorro de energía y
desplazamientos de máxima demanda.
Diversificar la oferta a través de incentivos para la puesta en servicio de unidades
duales (gas natural/diesel-residual), de centrales hidroeléctricas.
Desarrollar mecanismos que permitan un uso eficiente de la energía, por ejemplo
a partir del desarrollo de ciclos combinados.
Desconcentrar los proyectos de generación en Áreas operativas.
Definir una política energética.
Sistema con Gran Dependencia
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
30/07/201800:30
30/07/201806:30
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Cobertura de la Demanda por Fuente
(30.07.2018 - 05.08.2018)
BIOGAS BIOMASA SOLAR VIENTO HIDRAULICA
GAS NATURAL DE CAMISEA GAS NATURAL DE LA SELVA GAS NATURAL DEL NORTE CARBON RESIDUAL 600
RESIDUAL 500 DIESEL RESERVA FRIA-DIESEL NODO ENERGETICO-DIESEL DUAL
MW
Dia
45% 45%
44%
21%
57% 58%
61%
0%
18%
36%
54%
72%
90%
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Lun30/07
Mar31/07
Mie01/08
Jue02/08
Vie03/08
Sab04/08
Dom05/08
Reserva Fría % de Max Demanda
En el Perú, dado el gran componente de generación térmica que utiliza gas natural
proveniente de la zona de Camisea, en circunstancias que originan restricción del
suministro de gas, se hace necesario la utilización de centrales a combustible diésel;
dada las actuales inversiones en reserva térmica contratada a precios derivados de
licitación, se originan costos no eficientes a comparación de un parque óptimo con
mayor participación de tecnologías de recursos renovables, principalmente la hidráulica.

CU G
31-40%
T
6 – 7%
D
25 – 38%
PR
6-22%
R
5-8%
C
7 – 22%
Transición Energética Flexible y Digital Eficiencia Operativa Empoderamiento
Diversificación
• Mercado
• Tecnológica
Integrar
Inversión
• Calidad de Servicio
• Automatización
Renumerar
Control Distribuido
• Supervisión
• Operación
Autónoma
Optimizar
Medición
• Virtualización
• Comportamiento
Apropiar
Consumidor eléctrico: conoce y modifica su consumo (maximiza beneficios/mitiga GEI), genera y/o almacena
Pilar
Catalizador
Reto
Que entendemos por la transformación energética?
Una mirada desde el consumidor

1996
2006
Ley N° 12378
Ley de la Industria
Eléctrica
Ley N° 13979
Ley de Servicios
Eléctricos
Nacionales
DL N° 19521
Ley que
Nacionalizó el
Sector Eléctrico
Ley N° 23406
Ley General de
Electricidad
Ley N° 25844
Ley de las
Concesiones
Eléctricas
Ley N° 26734
Ley que crea
Osinergmin
DL N° 020-1997-EM
Norma Técnica de la
Calidad de los Servicios
Eléctricos
Ley N° 28832
Ley para asegurar el desarrollo
eficiente de la Generación
Eléctrica
Ley N° 28746
Ley de Electrificación Rural
DL N° 1002
Promueve el desarrollo de Energía
Renovables
Ley N° 29970
Ley que afianza la Seguridad Energética
Ley N° 29852
Fondo de Inclusión Social
Energético
DL N° 1224
Ley Marco de Asociación Público Privadas
DL N° 1221
Mejora la Regulación de la Distribución de
la Electricidad
19921982197219621956
2008 2012 2015
1997
Marco Normativo General

NTCSE: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
NTCOTRSI: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
NTIITR: Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del SEIN
Los procedimientos del COES:
 De 1994 al 2000 eran aprobados por el COES.
 De 2001 al 2006 eran aprobados por el MINEM.
 De 2006 en adelante son aprobados por el OSINERGMIN.
MARCO NORMATIVO TÉCNICO
1992 1997 1999 2001 2005 2006 2007 2008 2012 2013 2014 2015 2017
NTCOTRSI
Ley de las
Concesiones
Eléctrica
PR-22
PR-21
NTCOTRSI
(Actual)
NTIITR NTIITR
(Actual)
PR-20
PR21
RPF
PR-22
RSF
SCADA/AGC
NTCSE
DS N°040-EM
Término “Inflexibilidad
Operativa”
DL 1221
Generación
Distribuida
DL 1002
Generación de
Electricidad con Energía
Renovables
Ley N°28832
Servicios Complementarios
2016
DS N°026-EM
Reglamento del
MME
Procedimiento de
monitoreo del MME
Procedimiento
Inflexibilidades
Operativas (2019)

Declaración de precios de Gas Natural
 Solo los titulares de centrales de generación a gas natural
declaran sus costos, el resto sustenta.
 Existen inflexibilidades contractuales para el S, T y D de GN.
 Existe un mercado secundario de GN incipiente.
Esquema para la contratación de gas natural para la generación
Contrato
Suministro
Contrato
Transporte
Contrato
Distribución
Precio
Total
Mercado de Corto Plazo (MCP)
(Los participantes compran para cubrir sus contratos o
vende luego de cubrir sus contratos, a costo marginal)
En diciembre de 2017, luego de 11 años, se promulgó
el DS 043-2017, el cual estableció un precio mínimo
al precio del GN, según la fórmula establecida
siguiente:
Donde:
PMGNi : Precio mínimo de gas natural para el Generador “i” (USD/MMBTU)
CDCi : Cantidad diaria contractual del Generador “i” (MMPCD)
Pefij : Potencia Efectiva de la unidad de generación “j” utilizando gas natural, determinada conforme al
Procedimiento Técnico del COES N° 18 (o el que lo sustituya), perteneciente al Generador “i”
(kW).
CeCij : Consumo especifico de calor de la Unidad de Generacion “i” (convertido en MPC/MWh)
TOP : Porcentaje del consumo diario contratado sujeto a la condicion “Take or Pay” o cualquier otra
denominación estipulada en el respectivo contrato de suministro, que el generador está
obligado a pagar independientemente de su consumo efectivo (%).
PSG : Es el precio de suministro de gas natural (no incluye transporte y distribución) aplicable según el
respectivo contrato de suministro de gas natural, incluidos los descuentos aplicables.
A partir de la vigencia del DS 043-2017 los precios
declarados de GN, han sido acotados por el precio mínimo
determinados por la referida fórmula.

0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
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05:30
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06:30
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08:30
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09:30
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10:30
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14:30
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15:30
16:00
16:30
17:00
17:30
18:00
18:30
19:00
19:30
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20:30
21:00
21:30
22:00
22:30
23:00
23:30
00:00
MW Demanda total del área sur
Situación Actual en el
Sur del Perú
Oferta de generación y Demanda Eléctrica
Potencia efectiva según tipo de generación y recurso energético y Demanda del Área Sur (MW)
Fuente: COES
(*) Potencia Instalada
Tipo
de generación
Recurso
energético
Potencia
efectiva
MW
Hidroeléctrica Agua 592
Agua (RER) 68
Hidroeléctrica total 660
Termoeléctrica Gas natural -
Carbón 140
Residual 10
Diésel 2 1879
Bagazo + Biogás (RER) -
Termoeléctrica total 2029
Solar (*) RER 285
Eólica (*) RER -
Total (área sur) 2974
De los 2974 MW de capacidad disponible en el
sur, sólo 660 MW equivalen a generación
eficiente y confiable (hidro + gas + biomasa).
1824 MW de capacidad en diésel pueden
operar con gas natural de inmediato.
Fuente: COES,
Informe IEOD, del 29 de enero 2019
Intervalo de máxima demanda del
SEIN, ocurrida el 29 de enero a las
20:00 h
La demanda máxima del área sur,
en enero de 2019, fue de 1593 MW
Si consideramos una máxima demanda en el sur de 1593 MW
(enero 2019) y una generación eficiente y confiable de 660
MW, el sur importa en promedio 1000 MW del área centro.
COES

Generación: Sin gas en el sur
Generación Renovable Permanente
(Hidroeléctrica)
VENTAJAS
• Recurso renovable.
• Brinda confiabilidad y seguridad a la
operación del sistema.
• Las Hidroeléctricas son centrales RER
con generación continua y permanente.
• Proyectos en todo el país.
DESVENTAJAS
• Altos costos de inversión.
• La situación actual del mercado
eléctrico no permite cubrir estos altos
costos.
• Tiempo largo de estudios y
construcción.
• Posibilidad de conflictos sociales
Generación Renovable Intermitente
(Solar)
VENTAJAS
• Económicamente competitivas.
• Importantes recursos en el sur
(solares).
• Importantes recursos en el norte y
centro (eólicas).
DESVENTAJAS
• Intermitencia (suministro eléctrico por
horas o sin seguridad).
• En el caso de las centrales solares,
ausencia permanente de generación en
las horas punta del sistema.
Conversión a gas del Nodo
Energético y Reservas Frías
VENTAJAS
• Capacidad instalada de las
centrales del NES/Reserva Fría a
gas en el sur: +1800 MW.
• Generación confiable y permanente.
• Descentralización de la generación
eficiente.
• Autosuficiencia del área sur, que
brindaría seguridad y confiablidad.
• Disponibilidad de gas en el sur no
sólo para generación eléctrica,
también para uso industrial,
comercial, residencial, vehicular.
Dinamiza la economía.
Generación: Con gas en el sur
Es una solución de muy largo plazo
Solución complementaria, para acompañar
solución final o robusta
Solución robusta
Situación Futura
Disponibilidad de Recursos
Fuente: COES

La migración de usuarios libres de los
distribuidores a los generadores, es
por ¿por la sobreoferta o
sobrecontratación?...
Caso de estudio:
https://es.slideshare.net/AlainKevinSilvaJuica/situacin-actual-y-
perspectivas-de-los-contratos-en-el-mercado-
libre?qid=375555f1-18ca-4b8a-9846-
f930d1627a6a&v=&b=&from_search=2
Sobre oferta y sobre contratación?

0
10
20
30
40
50
60
70
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1/04/10
1/07/10
1/10/10
1/01/11
1/04/11
1/07/11
1/10/11
1/01/12
1/04/12
1/07/12
1/10/12
1/01/13
1/04/13
1/07/13
1/10/13
1/01/14
1/04/14
1/07/14
1/10/14
1/01/15
1/04/15
1/07/15
1/10/15
1/01/16
1/04/16
1/07/16
1/10/16
1/01/17
1/04/17
1/07/17
1/10/17
1/01/18
1/04/18
1/07/18
1/10/18
US$/MWh
Precio de la Energía según Mercados
Libre Regulado CMG
La Reducción del Costo Marginal a beneficiado a los Clientes Libres con una
Reducción entre 20 y 30 US$/MWh
Hasta el 2014, los Clientes Libres siempre han pagado por encima del Cliente
Regulado (10 US$/MWh más)
Costo Marginal y Precio de la Energía
Fuente : Ing. Luis Espinoza

100%
Capacidad
MW
Disponible
Falla
Potencia Efectiva
Central Térmica
Potencia
Firme
100%
Capacidad
GWh
Central Hidráulica
Energía
Firme
95% de Probabilidad de
Excedencia
Volatilidad
24 horas
Capacidad
MW
6 12 18
Max
Min
Media
Central Solar
Potencia
Media
Volatilidad
Potencia
Efectiva
24 horas
Capacidad
MW
Max
Media
Min
Potencia
Media
Volatilidad
Central Eólica
Potencia
Efectiva
Potencia Firme

PR-26- COES - POTENCIA FIRME PARA GENERACIÓN RER
La Potencia Firme de Centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o mareomotriz, se
determinará considerando la producción de energía en las Horas de punta del Sistema
definidas por el Ministerio de Energía y Minas, en cumplimiento del artículo 110 del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, de acuerdo con lo siguiente fórmula:
Dónde:
PFi : Potencia Firme de la Central RER i.
EG : Producción de energía activa de la Central RER i durante la Horas de Punta del Sistema de los
últimos 36 meses (periodo de evaluación). En caso de no disponerse de esta serie, corresponderá
considerar el periodo que comprende desde la fecha de Puesta de Operación Comercial de la Central
RER i hasta el mes de evaluación de la PFi .
h : Número total de Horas de punta del Sistema correspondiente al periodo de evaluación del EG.
Numeral modificado mediante Resolución OSINERGMIN N° 144-2019-OS/CD, del 31
de agosto de 2019
Y la Potencia Firme?

Fuente: COES
2018 primer año con 4
meses con máxima
demanda en HFP
2019 primeros 2 meses
con máxima demanda
en HFP
201720162015
Máxima Demanda HP y HFP
(*) Porcentaje como promedio de las
diferencias porcentuales mensual
entre Máxima Demanda HP y HFP, se
observa disminuye
considerablemente desde 2015 hasta
2018.
En los últimos años la diferencia entre máxima demanda en HP y máxima demanda en HFP tiende a disminuir, incluso
esta última tiende a ser mayor que la HP en los últimos años.
Fuente: Enel

Costos de flexibilidad vs
penetración RER
Costos totales caenen 18%
Costo operativo unitario(1) (variable, flexibilidad y impuesto
CO2)
Costos de flexibilidadse
triplican
Costos de operación caen35%
Fuente: CELEPSA
Generación Flexible es la
clave para incrementar la
generación renovable
• Si queremos un desarrollo basado
en RER necesitamos un sistema
flexible.
• Las hidroeléctricas proveen esa
flexibilidad en forma eficiente.
• Algunas empresas prestan servicio
de regulación secundaria de
frecuencia para absorber las
variaciones del sistema. Este
servicio mejora la calidad que
recibe el consumidor y por lo tanto
debe ser remunerado.
• Necesidad de crear un mercado de
servicios complementarios
(remunerado)
Servicios Complementarios!!!

Pero hay un problema
mayor que ya viene
afectado a todo y a
todos…
El cambio
climático…

¿A qué nos enfrentamos?
Aumento de los niveles
de urbanización y
concentración
económica.
Necesidad de
interconexión con fines
económicos y de
seguridad
Maduración de las nuevas tecnologías:
energías renovables, sistemas y redes
inteligentes, sistemas almacenamiento y otros
Descarbonización de
países desarrollados
Necesidad de generación
flexible
Consumidor más empoderado y
con mayor conocimiento

Fuente:
Evolución de los sistemas
(procesos de transición)
Fuente: Ing. Andrés Muñoz

AUTO GENERACIÓN INTERCAMBIOS COMERCIALES
GENERACIÓN ENERGÍA
RENOVABLE
MICRO REDESRESPALDO Y CONFIABILIDAD ALMACENA- MIENTO
GESTIÓN DE RIESGOS GESTIÓN DE ACTIVOSCIBER SEGURIDAD
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN SECTOR DE ENERGÍA
Más pilotos!!!

Visión de la Red Eléctrica del Futuro
Más pilotos!!!

SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO (Servicios y aplicaciones )
Regulación de Frecuencia Primaria
Administración de picos de carga
(peak shaving)
Optimización de inversiones de la red
Transmisión
En Planta Stand-alone
Aumento de Eficiencia (plantas
diésel)
 



Reducción de desbalance (RSF) 
Integración con Energías
Renovables

Panel fotovoltaico doméstico + almacenamiento
Administración de picos de carga industrial / Respaldo
Escala
Industrial
Atrás del
medidor
Más pilotos!!!

Principales Ventajas de la
Generación Hidráulica
• Menores costos de producción.
• Mayor flexibilidad operativa.
• Menor impacto ambiental.
• Proyectos con impacto social positivo.
Grandes Proyectos de Generación Hidráulica
Centrales Hidroeléctricas Mayores a 200 MW
Como producto de procesos de
licitaciones se incorporaron
centrales hidroeléctricas de gran
potencia como las centrales CH.
Cerro del Águila (545 MW) y la
CH. Chaglla (470 MW); asimismo,
se tiene en operación al Complejo
Mantaro con las centrales
hidroeléctricas Santiago Antúnez
de Mayolo y Restitución con una
potencia efectiva total de 898 MW,
a la CH. Huinco (267 MW), a la
CH. Cañón del Pato (265 MW) y a
la CH. El Platanal (222.5 MW).
En conjunto estas centrales tienen
alrededor de 55% de la potencia
de toda la oferta de generación
hidroeléctrica.

La explotación de recursos no renovables conlleva a que cada vez se haga más difícil su
obtención, incrementando el precio en el mercado tanto por el incremento del costo de
producción, y la escasez que se pueda avizorar.
Invertir en
centrales
hidráulicas es un
costo de
oportunidad que
será mucho más
apreciado en el
futuro

Complementariedad Estacional en Perú
Hidroeléctrica - Eólica
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
0
500,000
1,000,000
1,500,000
2,000,000
2,500,000
3,000,000
3,500,000
Abr-16
May-16
Jun-16
Jul-16
Ago-16
Set-16
Oct-16
Nov-16
Dic-16
Ene-17
Feb-17
Mar-17
Abr-17
May-17
Jun-17
Jul-17
Ago-17
Set-17
Oct-17
Nov-17
Dic-17
Ene-18
Feb-18
Mar-18
Abr-18
May-18
Hidro (eje izquierdo) - Eólica (eje derecho)
CH CE
Estiaje EstiajeAvenida Avenida
MWh MWh

Las hidroeléctricas complementarán
a otras fuentes en los próximos años
CC.HH
Actual
CC.HH
futuro
Generación
 Firme
 Base
Generación
 Flexible
 Complementaria a la
generación eólica y
solar
 capacidad de almacenamiento
 flexibilidad operativa
La necesidad de nuevos
embalses deberá ser
cautelosamente
evaluada
Las centrales reversibles, una
oportunidad para la región
Almacenamiento por bombeo
Tecnología antigua y conocida
Nuevo interés
debido al
crecimiento de
las renovables
variables
Los sistemas deben
ser planificados
integralmente
Es evidente que las hidroeléctricas son
proyectos complejos, a diferencia de otras
renovables. Son “mega-obras” que no
están exentas de controversia, tanto por
sus costos y cronogramas (pues muchas
veces son mal dimensionadas, o
artificialmente optimistas), como por
sus impactos, y la forma en que estos son
identificados, mitigados y compensados
(que no siempre fue la correcta).
Por ello, e ineludiblemente, cada
proyecto hidroeléctrico debe partir de
una planificación integral (de todo el
sistema), seria, ordenada, y que involucre
a la sociedad desde las etapas más
tempranas. Asimismo, el proceso de
diseño y construcción debe cumplir los
más altos estándares técnicos,
ambientales y sociales.

Impacto del cambio climático
Proyectos hidroeléctricos
Se debe tener en cuenta
 Diseño
 Estimaciones de la
producción de energía y
capacidad efectiva.
 Efectiva operación
Gran nivel de incertidumbre
Dificultad de pronosticar :
 La naturaleza
 La intensidad y velocidad
del proceso del cambio
climático
 Su probable impacto
regional en los patrones
de precipitación pluvial,
tierras húmedas de
montaña y la recesión de
los glaciares

Evolución de los desarrollos hidroeléctricos, a los últimos planes referenciales elaborados por el MINEM. En los planes referenciales de
los periodos 2005 – 2014 y 2006 – 2015, se proyectaron 13 proyectos hidroeléctricos, con resultados a la fecha interesantes, dado que 8 proyectos
se concretaron, un proyecto (La Virgen se encuentra a un 98% de ejecución) y dos se encuentran en construcción (Olmos y San Gabán), el caso
Pucará se encuentra en situación inviable por problemas de permisología.
Los proyectos antes citados, sumados a los de las centrales Chaglla y Cerro del Aguila, son los que han sumado en la producción de electricidad a partir del año
2016 contrarrestando la predominancia termoeléctrica.

PROBLEMÁTICA ELÉCTRICA
• Oferta de Energía Renovable promovidas por el
Estado con Garantía de Precios
• Incremento de Oferta de costo CERO
• Reducción de Consumo de Gas
• Costos Fijos de Transporte ya Comprometidos
• Declaración de Precios de Gas a valores de CERO
• Costos Marginales de Energía Bajos (< 20 US$/MWh)
• Es rentable comprar del Spot
• La Prima RER se incrementa y se traslada al Peaje
• Altos costos del Peaje (cargos adicionales)
• Ingreso de Nuevas LT de 500 kV
• Primas RER
• Ingreso del GSP

Los últimos años
se presentan los
valores históricos
deprimidos de
precio spot, y en
el año 2019 la
tendencia
continúa.
Cmg
Perú y
LATAM

CENTRAL PAIS MW MILLONES
DE DOLARES
El Chadin II Perú 650 1500
Cumba 4 Peru 825 2500
Inambari Peru 2200 4000
Molloco Peru 300 680
CH Trupán Chile 20
Central Los Cóndores Chile 150
Alto Maipo - Las Lajas Chile 267
Alto Maipo - Alfalfal II Chile 264
Ñuble Chile 136
San Pedro Chile 170
Digua Chile 20
CENTRAL PAIS MW MILLONES DE
DOLARES
Icona Bolivia 101
Ambrosia Bolivia 85
Santa Barbara Bolivia 82
Banda Azul Bolivia 147 300
San Jose Bolivia 124 245
Mazar Dudas Ecuador 21
Quijos Ecuador 50
Toachi Pilaton Ecuador 255
Tocoma Venezuela 2160 9370
Cañafisto Colombia 940 2500
Porvenir II Colombia 352 800
Hidroituango Colombia 2400 5500
Complejo Kircher – Cepernic Argentina 1740 4715
Jatoba Brazil 2338 5300
Sao Luiz do Tapajoz Brazil 6133 9200
Belo Monte Brazil 11233 11700
Proyectos Hidroeléctricos
de la Región

Un estudio identifica 530.000 posibles emplazamientos para
centrales de bombeo
https://www.iagua.es/noticias/redaccion-iagua/estudio-identifica-530000-posibles-emplazamientos-centrales-hidroelectricas

Participación de Centrales E/S en la
cobertura de demanda a nivel generación

Planificación del sector energético
• ACTIVIDAD FUNDAMENTAL
• Guía para la implementación de políticas
energéticas a través de escenarios y
metas.
• Identifica los posibles retos futuros y las
soluciones preventivas.
• Compara distintas visiones de desarrollo,
sus impactos y consecuencias.
• Provee a los actores públicos/privados una
base estructurada para la toma de
decisiones de largo plazo de dónde y
cuándo invertir.
• Marca el sendero de cómo reconciliar las
necesidades energéticas y ambientales de
la sociedad con restricciones de tipo
técnico y económico.
• EVALUACION DE ESCENARIOS
• HERRAMIENTA PARA LA TOMA DE
DECISIONES
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
MillonesdeTEP
Perú: Consumo de Energía Primaria
Petroleo Gas Natural Carbón Hidro

1 Red Digital (niveles de automatización)
2 Medición avanzada (estrategias de apropiación)
3 Recursos Distribuidos (micro redes escalables)
4 Movilidad eléctrica (infraestructura de recarga rápida)
5 Arquitectura tecnológica (funcionalidades tecnológicas)
Autoconsumo y GD
Gestión Demanda
Almacenamiento
Consolidar
grupos de
trabajo en una
unidad
dedicada para
tales fines
Incentivar la
participación
de actores
estratégicos
Fortalecer
capacidades y
conocimiento
de las
instituciones
Revisar y
actualizar focos
de trabajo de
cada iniciativa
Medición
Avanzada
(AMI)
Movilidad
eléctrica
Red
Digital
La masificación de las
tecnologías es una
tendencia evidente
TAREAS
TECNOLOGIAS
VISION
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
SECTOR
INTELIGENTE

Modelos Mentales para la Toma de Decisión
(Modelos de Allison)
Toma
De
Decisión
Político
Burocrático
Racional
Se evalúa el
Beneficio /
Costo
Se evalúa el
cumplir con el
Proceso
Se evalúa el
Beneficio Grupo
Toda Decisión es Política

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