El Apagón de Nueva York y sus implicancias para el caso peruano

El Apagón de Nueva York: Algunas
Implicancias para el Caso Peruano
Informe Técnico No
0006-2003
Oficina de Estudios Económicos
Gerencia de Fiscalización Eléctrica
Diciembre de 2003

Oficina de Estudios Económicos, Gerencia de Fiscalización Eléctrica - OSINERG
OSINERG
El Apagón de Nueva York: Algunas Implicancias para el Caso Peruano
Informe Técnico 0006-2003, Oficina de Estudios Económicos.
Elaborado por José Gallardo, Raúl García y Roberto Tamayo
Con la asistencia de Emerson Barahona.
Primera versión: octubre 2003
Última versión: diciembre 2003
Para comentarios o sugerencias dirigirse a:
OSINERG
Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar
Lima, Perú
Tel. (511) 219-3400, anexo 1057
Fax (511) 219-3413
http://www.osinerg.gob.pe
Correo electrónico: rgarcia@osinerg.gob.pe.
2

Tabla de Contenido
1. Antecedentes ............................................................................................................................ 5
2. Las Causas del Problema....................................................................................................... 5
2.1 Causas Inmediatas............................................................................................................... 6
2.2. Causas Estructurales .......................................................................................................... 8
3. La Problemática de la Transmisión de Electricidad en el Perú........................................ 10
3.1. Aspectos generales........................................................................................................... 10
3.2. Problemática del Sistema de Transmisión Peruano ......................................................... 11
3.3. Análisis de la Respuesta del Sistema ante Fallas............................................................. 14
3.3.1. Situación de las Redes de Transmisión ................................................................ 15
3.3.2. Planes de Contingencia......................................................................................... 16
3.3.3. Reacción ante Fallas Eventuales........................................................................... 18
Anexo No
1.................................................................................................................................. 23
3

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG
Oficina de Estudios Económicos (OEE) – Gerencia de Fiscalización Eléctrica (GFE)
Informe Técnico Nº 0006 – 2003
El Apagón de Nueva York: Algunas Implicancias para el Caso Peruano 1
Resumen
Este informe tiene el objetivo de presentar las causas fundamentales del apagón del 14 de agosto
del año 2003 en Estados Unidos y Canadá, así como sus implicancias sobre el negocio eléctrico.
También presenta la problemática del sector eléctrico peruano y específicamente del sistema de
transmisión. Además, se describe el comportamiento del sistema fallas graves, los planes de
contingencia y las diferentes acciones que vienen realizando las entidades participantes del
sector eléctrico, como el COES, el OSINERG, el MEM, para mejorar la confiabilidad del
sistema eléctrico y evitar eventos similares.
1
. Informe preparado por la Oficina de Estudios Económicos y la Gerencia de Fiscalización Eléctrica. Los autores
agradecen los comentarios de Lennin Quiso y Arturo Vásquez, así como la asistencia de Emerson Barahona. Enviar
comentarios y sugerencias a jgallardo@osinerg.gob.pe, rgarcia@osinerg.gob.pe o rtamayo@osinerg.gob.pe.
4

El Apagón de Nueva York: Algunas Implicancias
para el Caso Peruano
1. Antecedentes
El jueves 14 de Agosto del 2003 se produjo un prolongado apagón en los cinco condados de la
ciudad de Nueva York y otras ciudades del noreste de los Estados Unidos y Canadá, el cual fue
superado paulatinamente en el transcurso de los 2 días siguientes. Sin embargo, hubo poblados
de Ontario (Canadá) en los que la totalidad del servicio eléctrico pudo restablecerse
completamente sólo después de una semana2
.
De acuerdo a U.S. – Canada Power System Outage Task Force3
fueron afectados un estimado
de 50 millones de habitantes por la salida de 61 800 MW del sistema. De esta carga, cerca de la
mitad se había recuperado luego de cuatro horas, aunque después de 16 horas todavía no se
habían recuperado unos de 13,000 MW4
Los efectos económicos del apagón no han sido exactamente determinados todavía, existiendo
un amplio rango de estimados. De acuerdo al Brattle Group, las pérdidas de las primeras 16
horas ascendieron como mínimo a 6,000 millones de dólares. El ICF Consulting ha calculado un
rango de pérdidas entre 7,000 y 10,000 millones de dólares para el costo total del apagón. Estos
cálculos son bastante menores que las cifras máximas señaladas inicialmente por expertos de
bancos de inversión y otros Think Tanks quienes coincidieron en señalar que estos costos
ascenderían como máximo a 25,000 o 30,000 millones de dólares diarios.
2. Las Causas del Problema
Se pueden distinguir dos tipos de causas del colapso del 14 de agosto. Las primeras están
relacionadas a acontecimientos inmediatos que desencadenaron el evento y las segundas a los
2
. Las regiones más afectadas fueron Michigan, Pennsylvania Vermont Ohio, New York, Ontario, Québec,
Massachussets, Northern New Jersey y Connecticut. En el Anexo No
1 muestra más detalladamente la sucesión de
eventos producidos durante la contingencia.
3
. El 15 de agosto El Presidente George W. Bush y el Primer ministro Jean Chretien acordaron la conformación de
“U.S. – Canada Power System Outage Task Force” con la finalidad de investigar las causas del Apagón y las
recomendaciones necesarias para reducir la posibilidad de futuros apagones.
4
. Ver notas de Graves y Wood (2003) para el Brattle Group.
5

factores estructurales que explicarían como puede suceder este tipo de eventualidades en
sistemas tan desarrollados como el norteamericano.
2.1 Causas Inmediatas
Según el reporte “Causes of the August 14th
Blackout in the United States and Canada”5
las
causas coyunturales para la ocurrencia del apagón no fueron la salida de una línea, las elevadas
transferencias de potencia, las condiciones ambientales (temperatura, vegetación, etc.) u otras
situaciones que no se hubiesen presentado antes y que son comunes en la operación de los
sistemas eléctricos. Así, entre las 15:00 y 16:00 horas, donde se produjo la falla, se registró la
máxima demanda del día en New York y Toronto (valor que superaba los pronósticos) debido
probablemente al masivo uso de los equipos de aire acondicionado, ante el excesivo de calor
que se presentó. Sin embargo, no se puede afirmar que ésta sea una causa del apagón porque
durante los inicios del verano se tuvieron temperaturas que fueron aun más elevadas que
ocasionaron a su vez máximas demandas mayores que las del 14 de agosto y que fueron
manejadas exitosamente por los operadores del sistema. (ver Gráfico N°1).
Gráfico N° 1
Temperaturas normal, máxima y del día 14 de agosto en la zona afectada
Temperatura medida en grados Fahrenheit
Fuente: U.S:-Canada Power System Outage Task Force
Con respecto a la sobrecarga de las líneas de transmisión (debido a las importaciones de
potencia efectuadas para abastecer la máxima demanda), la verificación efectuada señala que
5
. Reporte Interino presentado por U.S.- Canada Power System Outage Task Force en Noviembre 2003.
6

hasta instantes previos al apagón estuvo dentro de los límites de confiabilidad establecidos por
los operadores del sistema (ver Grafico N° 2). Además la frecuencia del sistema cumplía con las
políticas de operación establecidas por la NERC (North American Electric Reliability Council).
Asimismo, como en cualquier otro día existían unidades generadoras fuera de servicio para
efectuar sus rutinas de mantenimiento.
Grafico N° 2
Importaciones y exportaciones de potencia (Zona Centro- Noreste)
-8000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00
Hora
MW
Max Importaciones
Max Exportaciones
Promedio
14-Aug
16:00
Fuente: North American Electric Reliability Council.
Si bien individualmente estas causas no son suficientes para ocasionar un evento de tan gran
magnitud, la ocurrencia simultánea de fallas en los equipos de algunos operadores, errores
humanos, y algunas prácticas específicas inadecuadas, explicaría el grado y alcance del evento.
Dentro de este contexto el informe en mención identifica tres grupos de causas que provocaron
el apagón, en el primero estarían las inacciones de First Energy6
, en cuanto a asegurar la
confiabilidad del sistema después de ocurrida la contingencia inicial, no contar con
procedimientos adecuados para comunicar a los demás participantes del sistema sobre el estado
crítico de sus instalaciones, y no contar con criterios de prueba para sus equipos de monitoreo
que inicialmente fallaron y que fueron reparados durante el desarrollo del evento. En el segundo
se encuentran los manejos inadecuados de la vegetación dentro de la servidumbre de las líneas
de transmisión. Y por último, el tercer grupo de causas estaría conformado por las fallas en los
equipos de monitoreo y estimadores de error del MISO (Midwest Independent System
Operador) y los procedimientos inefectivos de MISO y PJM (PJM Interconnection) para
resolver el problema.
6
. First Energy S.A. es una entidad de servicio público con sede Ohio. Atiende 4.3 millones de clientes dentro de
36,100 millas cuadradas de Ohio, Pennsylvania y Nueva Jersey
7

La falta de información de lo que pasaba en la red (datos erróneos en los equipos) ocasionaron
la imposibilidad de manejar las sobrecargas y una adecuada regulación de tensión por parte de
las unidades de generación7
, esto redujo la capacidad de respuesta del sistema ante fenómenos
dinámicos (falta de reserva), originando la falla.
A su vez, las sucesivas desconexiones de líneas de transmisión, debido al accionamiento de los
equipos de protección (para evitar el daño físico de las líneas) habrían restado no solamente
reactivos capacitivos al sistema, sino también disminuido la capacidad de corto circuito
provocando oscilaciones electromecánicas, lo que habría derivado en la desconexión de
importantes centrales de generación. Estos eventos en cadena habrían generado una pérdida de
estabilidad por tensión de los sistemas de potencia referidos.
La duración de un apagón se debe comúnmente a varios factores como los referidos a
problemas de “Black Stara”8
, problemas de reemplazo de los elementos dañados, y el tiempo
de arranque de las centrales nucleares luego de las interrupciones, las cuales pueden tardar
muchas horas, incluso días en estar operativas. También se habrían enfrentado problemas para
energizar las líneas de transmisión, ya que su gran longitud y elevada tensión de operación
requiere de una absorción de reactivos que sólo lo pueden ser proporcionados por una central
muy grande, lo que hizo necesario esperar primero la recuperación del parque generador. Hay
que recordar que por problemas ambientales, las grandes centrales no están ubicadas en los
centros de carga, y no se disponía de suficiente reserva fría rápida, debido entre otros, a la
magnitud de su demanda (70 GW en total).
2.2. Causas Estructurales
Sin embargo, el incidente del apagón no sería más que una anécdota si el evento fuese atribuido
sólo a factores accidentales como la ocurrencia de una falla generada por una sobrecarga, por un
rayo que alcanzara una central eléctrica en la región del Niágara, por la caída de árboles que se
trajeron abajo las líneas, por la presencia de algún virus informático, por la falla del sistema de
control, entre otros. La hipótesis más seria tiene que ver con la falta de una adecuada capacidad
de respuesta del sistema ante fallas, que le permitan mantener su operatividad sin que ocasione
un efecto “cascada”, tal como indica el informe de NERC.
7
. Estas seguramente venían operando “sub-excitadas”, absorbiendo energía reactiva cerca de sus límites de
operación.
8
Black Start se refiere a la capacidad que tienen ciertas unidades del sistema para iniciar la operación sin demandar
energía eléctrica del sistema, sino de alguna fuente propia. Esto debido a que toda central hidroeléctrica o
Termoeléctrica requiere de la electricidad para maniobrar los diferentes mecanismos de sus equipos de operación.
8

Pueden existir, naturalmente, varias razones para la existencia de problemas en la línea de
transmisión, problemas tecnológicos no solucionables o la falta de recursos para realizar las
inversiones necesarias. Sin embargo, como bien señala The Economist, con tecnologías
estándares funcionando en otras economías y un negocio eléctrico de 300,000 millones de
dólares por año estas no son las principales razones. Más bien, lo que hace especialmente grave
el incidente es que, de las distintas explicaciones para la existencia de la referida fragilidad en el
sistema de transmisión, la que es más probable es aquella atribuida a fallas en las reformas
estructurales del sector eléctrico norteamericano.
Tanto The Economist como un artículo de Paul Krugman aparecido en el New York Times han
señalado las diversas críticas hechas por Paul Joskow, el notable especialista en temas
regulatorios del MIT. Estas críticas se centran en la incongruencia entre las características de la
organización, manejo, regulación e infraestructura física del sistema de transmisión y las
necesidades impuestas por la existencia de mercados regionales de electricidad que son
competitivos. Estas incongruencias son originadas por las inadecuadas jurisdicciones de las
regulaciones estatales y las federales, las inconsistencias entre fuerzas competitivas y otras que
van en sentido inverso, y problemas surgidos de la coexistencia de elementos del antiguo
esquema de regulación de costos y del moderno esquema de mercados eléctricos. Un resultado
de las incongruencias señaladas es la existencia de pocos incentivos para la inversión en
infraestructura en el sistema de transmisión y asunción de responsabilidades en la coordinación
del sistema.
Más específicamente, el profesor Joskow ha venido insistiendo en la necesidad que el
organismo regulador federal (Federal Energy Regulatory Commission, FERC) aumente su
control sobre la transmisión tal como sucede en el caso de la regulación de gaseoductos (lo cual
implica una reducción en el margen de acción y competencias de las instituciones reguladoras
estatales). De esta manera, se tendría un complejo “sistema de operadores locales de transmisión
consolidados en unas pocas organizaciones regionales”. En un artículo escrito a propósito del
apagón de Nueva York, el profesor Joskow (2003) argumenta que el gobierno federal requiere
tener jurisdicción prioritaria sobre la operación, mantenimiento e inversión de las líneas de
transmisión de alto voltaje, reconociéndose plenamente su condición de monopolio natural y
regulándose como tal.9
Esta intervención debe incluir los términos y condiciones de acceso a la
red de transmisión, los precios cargados por los servicios, el manejo de la congestión y la
planificación e inversiones en el sistema. Paralelamente, todos los propietarios de líneas de
9
. Una posición similar es la esbozada por William Hogan en un artículo publicado en el Wall Street Journal del 18 de
agosto denominado “Electricity is a Federal Issue”.
9

transmisión deben unirse en Organizaciones Independientes de Transmisión Regional
Interestatal.
Otra medida que plantea el profesor Joskow es la de proveer incentivos para la creación de
empresas de transmisión regionales removiendo los impedimentos para que estas empresas se
separen efectivamente de generadores o comercializadores (divestiture). Ello aseguraría un
sistema de transmisión que funcione como una plataforma sobre la cual compitan los
generadores, eliminándose potenciales conflictos de interés. Por último, el profesor Joskow
propone que los temas de confiabilidad del sistema deben ser obligatorios tal como lo propone
las “Energy Policy Bills” pendientes en el Congreso. Estas reglas deberían ser integradas en la
regulación basada en el desempeño que establecería la FERC, institución que debería ser
fortalecida.
El apagón de Nueva York y, de alguna manera, la pasada crisis energética de California, son
experiencias bastante ilustrativas de los enormes costos en los que puede incurrir una economía
con un sector eléctrico cuya regulación presenta inconsistencias conceptuales y restricciones
administrativas que crean problemas de incentivos para la construcción y desarrollo de la
infraestructura de transmisión.
3. La Problemática de la Transmisión de Electricidad en el Perú
3.1. Aspectos generales
La transmisión de electricidad es una actividad con importantes características de monopolio
natural debido a las economías de escala involucradas y la naturaleza hundida de las inversiones
requeridas para proveer el servicio. A su vez, el alcance del sistema de transmisión determina el
tamaño del mercado en el que compiten los generadores y el nivel de acceso al servicio eléctrico
por parte de los usuarios.
La transmisión de electricidad obedece a una serie de leyes físicas que son independientes de las
transacciones financieras de los generadores. Así, la Operación del sistema puede dar origen a
“externalidades negativas”, como los problemas de congestión causados por la interconexión de
determinados redes o usuarios e incremento de las pérdidas de energía. A su vez, dado que la
energía no se puede almacenar, debe existir capacidad de transmisión suficiente para cubrir los
períodos pico de la demanda, de lo contrario se pueden dar problemas de congestión10
. Al
10
. La congestión no necesariamente es causada por los límites físicos de las redes (capacidad), puede también
deberse a limitaciones de carácter eléctrico (límites de estabilidad, niveles de tensión, aspectos operativos). Así, la
10

respecto hay mencionar que la disminución de la capacidad de transmisión tiene que ver con el
comportamiento cuasi-estático de las líneas de transmisión de alta tensión frente al
comportamiento dinámico de la generación y la carga a lo largo del tiempo.
Si bien el uso de sistemas de precios para la generación basados en los principios marginalistas
generan señales sobre el valor relativo de la transmisión (el valor de la capacidad de transmisión
se reflejaría en la diferencia de precios entre los nodos), los mecanismos de mercado en la
transmisión no proveen los suficientes incentivos para que los agentes realicen inversiones
socialmente óptimas. Por ello, para lograr la operación eficiente y confiable de un sistema se
requiere de una entidad que asuma estas funciones. La práctica internacional actual sugiere que
esta entidad debe ser un agente independiente de los generadores, la que debe encargarse no
sólo de la operación de corto plazo del sistema sino que asuma algunas funciones referidas a la
planificación de las inversiones en transmisión.
Una alternativa a la realizar inversiones en el sistema de transmisión consiste en lograr en cierto
grado la independencia de los centros de carga de éste, mediante la generación local a nivel del
sistema de distribución, esto se conoce como generación distribuida. Mediante una adecuada
planificación de la operación de los sistemas distribuidos, es posible elevar la confiabilidad del
sistema para aquellos consumidores que valoran un nivel mayor de confiabilidad.
3.2. Problemática del Sistema de Transmisión Peruano
En comparación con el sistema eléctrico implicado en el apagón del 14 agosto del 2003 en
Norteamérica, el sistema eléctrico peruano es menos complicado. En la operación del sistema
contamos con solo un operador que es el COES, pocos propietarios de los sistemas de
transmisión, y una sola norma para la operatividad y seguridad de los dos grandes sistemas
eléctricos (Sistema Interconectado Centro Norte y Sistema Interconectado Sur) que determina
los procedimientos técnicos para minimizar las fallas del sistema.
Si bien existen una serie de procedimientos técnicos para minimizar la probabilidad de fallas en
la operación de corto plazo del sistema peruano y restablecer su operatividad en el menor plazo
posible (ver sección 3.3), los principales problemas que se podrían enfrentar en el sistema
congestión también podría incluso ser provocada si la construcción de una línea de transmisión no se toma las
previsiones del caso para la instalación de la compensación reactiva necesaria que permita que la línea sea utilizada
hasta el límite de su capacidad de diseño. Los sistemas de transmisión no son concebidos solo para que su capacidad
de transmisión pueda atender los períodos pico de demanda, los criterios de seguridad y confiabilidad que deben ser
tenidos en cuenta obligarán en muchos casos a que la capacidad de transmisión parezca sobredimensionada (p.e. por
aplicación del criterio N-1).
11

eléctrico peruano se derivan de las necesidades de inversión en capacidad de transmisión en el
mediano y largo plazo.
Como se mencionó anteriormente, la inversión en transmisión es un problema complicado que
el marco regulatorio debe enfrentar teniendo en cuenta las características de esta actividad
(existencia de economías de escala, costos hundidos y generación de externalidades). Así, la
consistencia del diseño del mercado eléctrico y la adecuación en la generación de señales
explicará en parte los problemas que se pueden enfrentar por una inversión en transmisión
inadecuada o la existencia de problemas de operación.
En este contexto, algunos estudios como los realizados por PEPSA (2003) y De la Cruz y
García (2003) han identificado algunos problemas que explicarían en parte el poco éxito para
atraer inversiones en transmisión de electricidad y la participación estatal poco ordenada. Entre
estos problemas destacan:
• Las funciones de planificación de inversiones no están definidas con la claridad
necesaria. El MEM tiene algunas atribuciones, aunque sus estudios son sólo
referenciales, habiendo licitado aisladamente algunos contratos BOOT (Build, Own,
Operate and Transfer). El COES posee alguna participación derivada de la operación
del sistema y las propuestas de tarifas en barra (donde se requiere proyectar los costos
de operación para los próximos cuatro años). Por su parte, la GART – OSINERG
también realiza un seguimiento de las necesidades de transmisión como parte del
proceso de fijación de tarifas, pero no posee mayores atribuciones para aprobar
inversiones, pudiendo solamente identificar las necesidades de transmisión y remitirlas
al MEM. Por último, si bien Red Eléctrica Peruana tiene la obligación de identificar
problemas de transmisión, no tiene la facultad de efectuar las inversiones ni asume
responsabilidades en este tema.
• La existencia de problemas en la determinación de precios y asignación de cargos entre
los usuarios. En particular, los criterios usados para definir los sistemas principales y
secundarios pueden hacer que los montos cargados entre los usuarios por las líneas
sufran una serie de cambios a lo largo de la vida útil de las instalaciones, en particular
cuando se redefinen la clasificación de las líneas del sistema en principales o
secundarias. A su vez, el uso del criterio de “Sistema Económicamente Adaptado” para
determinar los ingresos anuales de los transmisores puede generar incertidumbre sobre
el reconocimiento de costos hundidos incurridos por los inversionistas. Por último si
bien los criterios de asignación de peajes buscan identificar a los usuarios de las líneas,
12

no tienen un sustento económico claro y estarían complicando innecesariamente el
proceso de asignación.
• Existe el riesgo de un incremento de los problemas de congestión en las líneas, el cual
es administrado informalmente por el COES, siendo difícil identificar y asignar
adecuadamente los costos de congestión. Aunque sería necesario que el COES haga las
modificaciones a los procedimientos y/o prepare nuevos procedimientos para su
aprobación por el MEM, tal vez hay que enfocar esta deficiencia en los términos
descritos.
• Un tratamiento inadecuado de los servicios complementarios requeridos para la
operación del sistema, los cuales son administrados internamente por los generadores y
no son remunerados explícitamente. Incluso no son mencionados explícitamente en la
LCE. La normatividad vigente no hace explícito el reconocimiento de costos
complementarios para la operación, actualmente sólo es reconocido en el precio de la
energía, la regulación por frecuencia y el exceso de consumo de energía reactiva. Sin
embargo, existen otros servicios que deberían ser reconocidos como el pago a las
unidades térmicas que puedan entrar en paralelo en tiempos muy cortos, regulación
secundaria de frecuencia, regulación de tensión, etc. En el proyecto de modificación de
la Norma de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados que el MEM
ha prepublicado se están considerando algunos aspectos de estos servicios.
Existen algunas iniciativas en discusión por parte del personal técnico del OSINERG que
buscan remediar estos problemas. Una de ellas consiste en mejorar las señales para la inversión
en transmisión derivadas de la aplicación del sistema tarifario (uso de Local Marginal Prices
LMP incluyendo la separación de costos de congestión en las tarifas nodales y creación de
Derechos Financieros de Transmisión)11
. Otra iniciativa consiste en la creación de un operador
independiente del sistema que asuma no sólo las funciones de operación de corto plazo sino que
planifique la expansión del sistema. Este ente reemplazaría al COES, y se encargaría de la
administración de los servicios complementarios. Este ente no tendría los potenciales conflictos
de interés para ampliar la capacidad que poseerían actualmente los generadores del sistema12
.
11
. El OSINERG ha contratado el estudio “Revisión del Marco Regulatorio de la Actividad de Transmisión de
Electricidad” (PEPSA, 2003). En el informe final se plantean algunas de estas alternativas de solución a la
problemática. Sin embargo, las modificaciones deben acompañarse de un análisis del diseño del mercado a fin de
evitar potenciales problemas de abuso de poder de mercado detectado en otros países.
12
. Una opción podría ser mantener las funciones de planificación en el MEM, pero definiendo mejor sus funciones y
que el operador independiente se encargue sólo de la operación de corto plazo.
13

3.3. Análisis de la Respuesta del Sistema ante Fallas
En el diseño del sector eléctrico peruano la entidad encargada de la planificación de la
operación del sistema es el COES (Comité de Operación Económica del Sistema). Este
organismo está conformado por titulares de generación interconectados al sistema y por titulares
del sistema principal de transmisión. Esta entidad está regulada por una serie de procedimientos
técnicos establecidos por el MEM y fiscalizados por OSINERG.
De conformidad con la NTOTR (Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas
Interconectados) diariamente el OSINERG evalúa la operación del SEIN, emite los reportes
para promover la seguridad y calidad del servicio eléctrico y propone las sanciones que deben
aplicarse por incumplimiento de los procedimientos.
En particular, en el procedimiento N° 9 se reglamentan las coordinaciones en tiempo real
dentro del SEIN, tanto para los estados de operación normal, alerta, emergencia y recuperación.
Este procedimiento se basa en la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctrico (NTCSE) y
la NTOTR.
El COES debe programar la operación de las centrales para satisfacer la demanda con
seguridad, continuidad y economía; como resultado de ello se debe mantener las variables de
control (tensión y frecuencia) dentro de los rangos establecidos en las normas y procedimientos,
para lo cual los titulares de las centrales del sistema deben estar en permanente contacto con la
Dirección de Operaciones del COES y el Coordinador de la Operación del Sistema en Tiempo
Real. La programación debe ser clara especialmente en los temas de asignación de la reserva
rotante mínima (distribuida entre las unidades que prestarán este servicio y de acuerdo al índice
de riesgo que se considere) para regulación de frecuencia y la prevención de mantener unidades
disponibles en el caso de situaciones extremas, para que puedan ser requeridas por ejemplo para
elevar la tensión de determinada zona.
El objetivo de estos procedimientos es evitar, en la medida de lo posible, la ocurrencia de fallas
que puedan comprometer la provisión del servicio y la seguridad del sistema. Sin embargo, en el
caso de fallas intempestivas, se establecen una serie de medidas destinadas a la recuperación del
sistema en el menor tiempo posible. Estas medidas incluyen la recopilación por parte del centro
de control de la configuración del sistema pre y post falla, la identificación de las causas
probables (análisis de los sistemas de protección y apertura de los interruptores, señalizaciones
y alarmas y condiciones climáticas), la lectura de los registradores y localizadores de fallas, la
14

medición de las consecuencias de las fallas y finalmente el aislamiento de la falla y la toma de
medidas para recuperar el sistema.
3.3.1. Situación de las Redes de Transmisión13
Dentro de los principales problemas que afrontan los Sistemas de Transmisión en el Perú se
encuentran los referidos a la confiabilidad de las líneas, los problemas de sobretensiones, los
problemas de estabilidad y los problemas de expansión de redes. Estos puntos son detallados a
continuación:
• Los problemas en la confiabilidad de las líneas de transmisión se han evidenciado en las
constantes salidas de las líneas de la Red de Energía del Perú (REP) que originaron
deficiencias técnicas, con valores de resistencias de puesta a tierra elevadas. A su vez, el
sistema de protección de las líneas de transmisión de REP presenta una serie de limitaciones
que vienen progresivamente siendo solucionadas. Además, se evidencia la falta de
pararrayos en las líneas de transmisión críticas (Quencoro-Tintaya, Tintaya-Azángaro,
Tintaya-Callalli, Azángaro-Juliaca, entre otros).
• Problema de sobretensiones, debido principalmente a la insuficiencia de compensación
reactiva en el Area Operativa Sur14
. Esta se solucionaría con la instalación de compensación
reactiva, que son parte del compromiso de inversión de REP.
• Problemas de estabilidad, originados por las características de las líneas de transmisión. En
particular, la existencia de líneas largas con un nivel de tensión de 138 kV, representan para
los generadores impedancias eléctricas muy elevadas, lo que limita la potencia generada en
los periodos de alerta y emergencia. También existen problemas de estabilidad de pequeña
señal debido a la falta de coordinación de la sintonización de las señales estabilizantes y
equipos de control de los generadores (reguladores de tensión y velocidad).
• Problemas de expansión de las redes. Una solución de corto plazo sería ampliar la capacidad
de los sistemas proporcionándole una reserva adecuada para que el sistema pueda responder
ante fenómenos dinámicos, situación que se acentúa en condiciones transitorias, por
13
. Sección basada en el documento en preparación de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica denominado “Problemas
de Seguridad y Confiabilidad en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”.
14
. El ingreso en operación de las líneas de transmisión de 220 kV (Moquegua-Tacna y Moquegua – Puno) de
propiedad de REDESUR, sin la debida compensación reactiva asociada, así como la incorporación de líneas en 138
kV que operan casi en vacío, habría traído como consecuencia que los perfiles de tensión del Area Operativa Sur se
incrementen.
15

ejemplo, ante la salida de una línea de transmisión. Una solución de largo plazo sería el
refuerzo del área sur con nuevas líneas principales de 220 kV.
• También se presentan problemas de oscilaciones que generan colapsos y las interrupciones
provocadas por variaciones en la tensión. Estos son consecuencia de la falta de programas
de mantenimiento adecuados, inversiones oportunas y de una adecuada planificación de la
expansión de redes, que puede posibilitar una adecuada compensación reactiva, entre otros
aspectos.
• Por último, los sistemas eléctricos en algunas regiones son sistemas radiales y en la mayoría
de los casos no cuentan con sistemas de generación de reserva o respaldo para emergencias
(Huaraz, Ayacucho, Cajamarca y otros). En este punto debería evaluarse la posibilidad que
las tarifas reconozcan estos costos.
En conclusión, actualmente el sistema de transmisión presenta problemas de seguridad. Estos
problemas pueden ser evaluados a partir de una serie de eventos sucedidos en el SEIN, los
cuales generaron perturbaciones que provocaron oscilaciones electromecánicas, interrupciones,
variaciones de tensión, entre otros.
3.3.2. Planes de Contingencia
El Coordinador, en conformidad a la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los
Sistemas Interconectados (NTOTR), así como de sus procedimientos, tiene la obligación de
elaborar planes de contingencia con los cuales se adopten medidas para restablecer cualquier
estado operativo diferente al normal, y procedimientos de maniobra para recuperar el sistema en
caso de colapsos.
El COES-SINAC a solicitud del OSINERG, ha alcanzado el Plan de Contingencias del SEIN
elaborado por el Coordinador. Cabe destacar, que en el documento alcanzado se presenta un
Plan de Contingencias para hacer frente a la eventualidad de un colapso total del SEIN. En este,
al SEIN lo agrupan en cuatro zonas:
• Zona Norte del SEIN. Conformada por siete áreas operativas.
• Zona Centro del SEIN. Conformada por cinco áreas operativas.
• Zona Sur Oeste del SEIN. Conformada por tres áreas operativas.
• Zona Sur Este del SEIN. Conformada por dos áreas operativas.
16

El Plan considera criterios operativos generales para la recuperación de cada zona, siguiendo
procedimientos para conformar sistemas aislados y posteriormente lograr la sincronización entre
ellos. En resumen, la recuperación del SEIN y principalmente del Área Operativa Lima se
iniciaría con el arranque de las unidades Siemens (2), UTI (2) y Westinghouse de las CC.TT. de
Ventanilla y Santa Rosa respectivamente, que en su conjunto representan el 45% de la demanda
de Lima. Este tema continúa en revisión por parte de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica.
Adicionalmente existen estudios que la normatividad vigente exige al COES relacionados a
diferentes aspectos del sistema eléctrico y que son importantes para la elaboración de un plan
de contingencia adecuado y son los siguientes:
– Estudio especializado acerca de las tensiones de operación en las barras de los sistemas
de transmisión (NTOTR).
– Estudio para establecer las prioridades y los procedimientos para reducir o elevar
manualmente las tensiones de barra (NTOTR).
– Estudio para establecer las secuencias para conexión y desconexión de las líneas del
sistema de transmisión (NTOTR).
– Estudios para definir el plan de restablecimiento del sistema (PR-Nº 09).
Además se tienen otros estudios relacionados a la seguridad del SEIN que están siendo
elaborados actualmente tales como:
a) El Estudio de Coordinación de las protecciones, que se encuentra en ejecución en la
fase 1 y será culminado en abril del 2005 de acuerdo al último cronograma del COES,
es decir 4 meses después de lo indicado en su cronograma anterior.
b) Estudio de Desconexión automática de carga por mínima frecuencia, desconexión
automática de generación por sobrefrecuencia y desconexión manual y/o
automática de carga por mínima tensión, (que según lo establece la NTOTR deben
ser culminados antes del 31 de setiembre de cada año e implementados antes del 31 de
diciembre de cada año para su vigencia en el siguiente año). El estudio vigente para el
año 2004 fue culminado en setiembre del 2003, sin embargo se encuentra pendiente que
el COES entregue los esquemas de rechazo de carga a ser implementados. El COES ha
informado que en los próximos días hará entrega de estos esquemas. Cabe destacar que
en este estudio por primera vez se está considerando la desconexión automática de
carga por mínima tensión. El esquema de control de subtensión se realizó para mantener
el estado operativo normal de las tensiones en Lima ante las contingencias simples y
dobles en las ramas pertenecientes a los corredores que conectan la producción de
17

Mantaro, Yanango, Chimay, etc., y la producción proveniente del Área Operativa Sur.
El esquema también considera un incremento de carga en el Área Operativa Centro con
insuficiencia de medios de compensación reactiva. Definición del plan de
restablecimiento del sistema.
Por otro lado el OSINERG se ha preocupado por la elaboración de otros estudios relacionados
al plan de contingencia y estos estudios son:
– Problemática y situación actual de pequeñas centrales eléctricas en el SEIN, este
estudio está orientado a evaluar la factibilidad que las pequeñas centrales eléctricas
ingresen al COES. La operación de estas centrales es de vital importancia en caso de
presentarse disturbios que corten el suministro de energía a sistemas de transmisión
radiales, en cuyo caso únicamente sería posible evitar el racionamiento de energía con
generación eléctrica local. Este estudio se encuentra actualmente ha concluido y se
espera realizar un taller.
– Formulación de un procedimiento para la asignación de la reserva rotante del
sistema, el margen de reserva rotante depende en particular del nivel del riesgo que se
establezca, para el caso peruano (PR-N° 22 del COES) el riesgo considerado es sólo el
impuesto por las unidades de generación al existir una posibilidad (tasa de salida
forzada) de desconexión intempestiva que afecte en el corto plazo el balance
generación-demanda. La metodología actual no considera la disponibilidad de las líneas
asociadas a la generación, la metodología de distribución cuando se conforman áreas
aisladas. Se hará una revisión y análisis técnico del Procedimiento del COES
relacionado con la asignación de Reserva Rotante en el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional.
3.3.3. Reacción ante Fallas Eventuales15
Confrontación de fallas en estado transitorio o dinámico
Ante la salida intempestiva del Complejo Mantaro, de la C.H. Huinco o de fallas concurrentes
en el sistema se deben considerar tres aspectos de seguridad principales: la reserva rotante, los
esquemas de rechazo de carga o de generación y la lógica de la coordinación de los sistemas de
protección.
15
. Sección basada en el INFORME UF-COES-048-2003 de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica.
18

Se prevé16
que la desconexión del Complejo Mantaro, dependiendo de los flujos en las líneas de
interconexión tanto del Área Operativa Sur (Mantaro – Socabaya) como del Área Operativa
Norte (Paramonga – Chimbote)17
, provoque el colapso de las áreas operativas referidas y un
colapso parcial del Área Operativa Lima, dependerá también de la coordinación adecuada de los
sistemas de protección de las líneas que confluyen a esta última, para aislar la carga de Lima
que pueda ser abastecida por las centrales hidroeléctricas de la concesionaria EDEGEL.
Es necesario precisar que el régimen de operación de las líneas de interconexión referidas varía
dependiendo de los escenarios analizados (estiaje o avenida). En el Cuadro N° 1 se muestran los
flujos transmitidos en los principales enlaces para datos del año 2003.
Cuadro N° 1
Flujos de Energía transmitidos en los Principales Enlaces
ENLACE ESTACIÓN
ENERGÍA
PROMEDIO
FLUJO
TRANSMITIDO
A Lima De Lima
Estiaje 104.0 MWh Máximo 133.5 173.0
Avenida 79.5 MWh Mínimo 1.0 1.0
Estiaje 42.5 MWh Máximo 160.1 93.9
Avenida 76.5 MWh Mínimo 0.5 1.0
Socabaya -
Mantaro
Paramonga -
Chimbote
Fuente: Gerencia de Fiscalización Eléctrica
Confrontación de fallas en estado permanente
Con la finalidad de estimar las consecuencias que afrontaría el SEIN en caso de presentarse un
evento o contingencia de gran proporción se han considerado los siguientes casos extremos:
• Caso salida del Complejo Mantaro por tiempo prolongado: se ha simulado la salida del
servicio del Complejo Mantaro, la central más grande del sistema. Los resultados indican,
aún en este caso, que es posible atender la demanda de energía del SEIN con el parque
actualmente instalado. Esta simulación se ha efectuado usando el modelo Perseo; la
cobertura de la demanda de potencia se ha verificado en base a simulaciones de flujo de
potencia. Las simulaciones se han efectuado considerando la limitación de la línea de
interconexión Mantaro - Socabaya a 200 MW por límite de estabilidad. Cabe señalar que
los resultados de la simulación han considerado la operación de unidades de generación que
16
. Hay que simular los casos con herramientas que permitan evaluar la estabilidad o estados dinámicos.
17
. Las máximas transferencias a través de la línea Mantaro – Socabaya y Paramonga – Chimbote por estabilidad son
de 200 MW y 160 MW respectivamente.
19

actualmente ya no remuneran potencia firme. En el Cuadro N° 2 se muestran los perfiles de
tensión de las principales líneas ante la salida de la Central del Mantaro.
Cuadro N° 2
Perfiles de Tensión ante Salida de la Central del Mantaro
SUBESTACIÓN TENSIÓN
San Juan 211.80 kV
Chavarría 210.91 kV
Santa Rosa 210.99 kV
Campo Armiño 226.81 kV
Congestión: Paramonga - Chimbote (160 MW)
Mantaro - Socabaya (200 MW)
Fuente: Gerencia de Fiscalización Eléctrica.
• Desconexión de la C.H. Huinco en horas de punta (máxima demanda): esta contingencia se
considera grave no sólo por la potencia y energía no suministrada por la central de Huinco,
sino por que su salida implica el menor aporte de potencia reactiva al Área Operativa Lima.
Sin embargo, de acuerdo a las simulaciones efectuadas se concluye que esta contingencia
podría ser afrontada, con aceptables niveles de tensión, a partir de la operación de las dos
unidades Siemens de la C.T. Ventanilla y de las unidades UTI y Westinghouse de la C.T.
Santa Rosa. Una situación semejante ya fue afrontada el año 1991/1992 con la salida de la
C.H. Huinco por un atentado a la tubería de presión. Ante la desconexión de esta central, la
interconexión con el Área Operativa Sur permite que la C.H. Charcani V se encargue de la
regulación de la frecuencia18
. En el Cuadro N° 3 se muestran los perfiles de tensión de las
principales líneas ante la salida de la Central de Huinco.
Cuadro N° 3
Perfiles de Tensión ante Salida de la Central de Huinco
SUBESTACIÓN TENSIÓN
San Juan 210.34 kV
Chavarría 208.65 kV
Santa Rosa 208.67 kV
Campo Armiño 241.97 kV
Santa Rosa - UTI 5 opera por tensión
Santa Rosa - UTI 6 opera por tensión
Fuente: Gerencia de Fiscalización Eléctrica.
Por otra parte, las estadísticas de fallas existentes indican una muy baja probabilidad de que se
generen situaciones concurrentes, aunque es un tema que debe evaluarse con mayor detalle.
18
. La C.H. Huinco en condiciones normales es la encargada de regular la frecuencia en el SEIN. Otras centrales que
también pueden regular frecuencia son Charcani V, Matucana, Mantaro y Carhuaquero.
20

Finalmente, también se realizó una simulación de los resultados en años secos (similar a 1992)
para el caso de la salida del Mantaro efectuada con toda la serie hidrológica disponible,
observándose que aún en un año seco seria posible atender la demanda de energía19
.
4. Comentarios Finales
El apagón en la ciudad de New York dejó al descubierto las dificultades que enfrentan los
países, incluso los desarrollados, para manejar la operación del sistema eléctrico dentro de
niveles seguros debido a una inadecuada planificación de las inversiones en actividades que
cumplen funciones de insumos esenciales pero que enfrentan importantes costos hundidos y
economías de escala, como es el caso de la transmisión de electricidad o tienen el carácter de
bienes públicos como la operación del sistema.
Si bien se han identificado algunas causas inmediatas que propiciaron este evento, como el
crecimiento excesivo de la máxima demanda y algunas fallas técnicas, los primeros diagnósticos
indican que los problemas se habrían originado por errores en el diseño del marco regulatorio de
la transmisión, en particular respecto al rol que deberían tener el gobierno federal y los
gobiernos estatales.
En el caso peruano también se han identificado algunos problemas para atraer inversiones
eficientes en la transmisión de electricidad. Estos están relacionados principalmente a la
indefinición sobre la entidad encargada de la planificación de las inversiones y a la
incertidumbre sobre las inversiones que generarían los actuales mecanismos de determinación
de precios y asignación de peajes entre los diferentes agentes. A ello se une la ausencia de
señales que permitan identificar y asignar adecuadamente los costos de congestión, los cuales
vienen creciendo en el sistema, y un tratamiento inadecuado en cuanto a las remuneraciones de
los servicios complementarios.
En la actualidad el sistema de transmisión tiene algunos problemas de oscilaciones, estabilidad
y seguridad derivados de un crecimiento desordenado en la década pasada. Sin embargo, de
acuerdo a las simulaciones efectuadas por la GFE, la capacidad de generación existente y la
configuración del sistema permitirían superar eventos como la pérdida de las centrales mayores
sin llegar a la condición de racionamiento permanente de la demanda. Sin embargo, en el marco
de la supervisión del sector, OSINERG viene encargando y monitoreando una serie de estudios
sobre la seguridad y confiabilidad del sistema.
19
. En este caso también es requerido el parque generador que ya no remunera potencia.
21

5. Bibliografía
De la Cruz, R. y R. García (2003). “La Problemática de la Actividad de Transmisión de Energía
en el Perú: Algunas Opciones de Política” Consorcio de Investigación Económica y Social -
Proyecto Breve Nº 108.
Graves F. y L. Wood (2003). “Economic cost the august 14th 2003 Northeast Power Outage:
Preliminary Estimate” The Brattle Group.
Hogan, William (2003) “Electricity is a Federal Issue”, publicado en el Wall Street Journal del
18 de Agosto.
Joskow, Paul (2003) “The Blackout” Mimeo.
Krugman, Paul (Aug. 19th 2003) ''The Road to Ruin”.
ICF Consulting (2003) “The Economic Cost of the Blackout” An Issue Paper on The
Northeastern Blackout, August 14, 2003.
PEPSA (2003) “Revisión del Marco Regulatorio de la Actividad de Transmisión de
Electricidad” Informe Final.
The Economist (28 de Agosto de 2003) “Still in the dark”. Edición Impresa.
U.S.- Canada Power System Outage Task Force (noviembre 2003) “Interim Report: Causes of
the August 14th Blackout in the United Status and Canada”
22

23
Anexo No
1
Sucesión de Eventos del Apagón del 14 de Agosto del 2003
Hora Evento
Fuera de Servicio de la central nuclear DAVIS-BESSE (870 MW ) por
mantenimiento
14:00 p.m. La central EASTLAKE es puesta fuera de servicio (550 MW TV carbón)
por operación.
14:06 p.m. Desconexión LT CHARBERLAIN-HARDING 345 kV
14:32 p.m. Desconexión LT HANNA-JUNIPER 345 kV
14:41 p.m. Desconexión LT START-S.CANTON 345 kV
14:46 p.m. Desconexión LT TIDD-S.CANTON 345 kV
15:06 p.m. Desconexión /Recierre LT SAMMIS-STAR 345 kV
15:08 p.m. Oscilación de potencia en USA y Canadá
15:10 p.m. Desconexión LT HAMPTON-THETFORD 345 kV
Desconexión LT ONEIDA-MAJESTIC 345 kV
15:11 p.m. Salida Unidad de Generación AVON-9 (680 MW TV carbón) y PERRY-1
(1252 MW nuclear)
Desconexión LT MIDWAY-LEMOYNE-FOSTER
15:15 p.m. Desconexión / Recierre LT SAMMIS-STAR 345 kV
15:17 p.m. Desconexión de la central nuclear FERMI (1131 MW)
15 :17-15:21 p.m. Desconexión de numerosas líneas en Michigan
Fuente: NERC.
Elaboración: Gerencia de Fiscalización Eléctrica.

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