ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE … · ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE DEMANDA 8....

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN

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Aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión período 2013-2017

Ph.D. Ing. Manfred F. BedriPh.D. Ing. Manfred F. Bedriñana Aronésñana Aronés

OBJETIVOOBJETIVO

El estudio materia del presente informe tiene como principal objetivo el desarrollo del Planeamiento Eléctrico del Sistemas de Transmisión de ELECTRODUNAS S.A.A.

El estudio tiene las siguientes partes principales:

– Proyección de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de cálculo de las tarifas de los

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– Proyección de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de cálculo de las tarifas de los sistemas de transmisión.

– Estudio técnico económico que sustenten la propuesta de Plan de Obras e Inversiones en los sistemas de transmisión de ELECTRODUNAS, para el periodo 2013-2017.

MARCO NORMATIVOMARCO NORMATIVO

El Estudio de Planeamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión de ELECTRODUNAS S.A.A., ha sido desarrollado dentro del marco de la modificación de la Norma: “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (Resolución OSINERGMIN N° 0050-2011-OS/CD).

Esta modificación permite la reevaluación de los proyectos de inversión que fueron realizados y no aprobados hasta el 2013 .

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Disposiciones Transitorias (Resolución N° 0050-2011-OS/CD) Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT.

ORGANIZACIÓNORGANIZACIÓNELECTRODUNAS es una empresa peruana que realiza actividades propias del servicio público de electricidad, distribuyendo y comercializando energía eléctrica, en un área de concesión cubriendo las regiones de Ica, parte de Ayacucho y Huancavelica; atendiendo más de 173 mil clientes y por ello ha dividido geográficamente el área en los siguientes Sistemas Eléctricos:

� Ica

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� Ica� Pisco� Nasca� Chincha� Huaytará Chocorvos.

SISTEMAS ELÉCTRICOSSISTEMAS ELÉCTRICOSELECTRODUNAS está ubicado en el área de demanda 8 y 5 (Sistema Eléctrico Huaytará Chocorvos), otras empresas comparten área de demanda:

ESTRUCTURA SICOM

Agrupación GART

Código Nombre Sector Típico Interconexión Empresa

SE0053 Chaviña ST5 SEIN Electro Dunas

SE0043 Chincha ST2 SEIN Electro Dunas

SE1043 Chincha Baja Densidad ST3 SEIN Electro Dunas

SR0040 Chincha Rural SER SEIN Electro Dunas

SE0047 Coracora ST3 SEIN Electro Dunas

Sistema Eléctrico de Distribución (SE)

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SE0047 Coracora ST3 SEIN Electro Dunas

SE0051 Huaytará-Chocorvos ST5 SEIN Electro Dunas

SE0044 Ica ST2 SEIN Electro Dunas

SE1044 Ica Baja Densidad ST3 SEIN Electro Dunas

SE0054 Incuyo ST5 SEIN Electro Dunas

SR0041 Nasca Rural SER SEIN Electro Dunas

SE0045 Nasca-Palpa-Puquio ST3 SEIN Electro Dunas

SE0246 Palpa Rural ST4 SEIN Electro Dunas

SE0049 Pausa ST4 SEIN Electro Dunas

SE0046 Pisco ST2 SEIN Electro Dunas

SE1046 Pisco Urbano Rural ST4 SEIN Electro Dunas

SE0247 Puquio Rural ST5 SEIN Electro Dunas

SE0056 Tambo Quemado ST5 SEIN Electro Dunas

SE0248 Bella Unión-Chala ST4 SEIN Seal

SE0001 Villacurí STE SEIN Coelvisa

SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN Conenhua

SE0061 Huancavelica Ciudad ST3 SEIN Electrocentro

SR0084 Huancavelica Rural SER SER SEIN Electrocentro

CLIENTES LIBRES CLIENTES LIBRES

Clasificación de clientes libres que son usuarios mayores (Máxima Demanda mayor que 2.5 MW) usando la base de datos SICLI - año 2010.

SICOM SICLI

Solo instalaciones de las empresas incorporadas al estudio, ubicadas en las áreas de demanda 8 y 5.

Departamento Empresa Código Nombre Sector Típico Interconexión Código Nombre E.Activa 2010 (kW.h) MD 2010 (kW)

ICA Celepsa SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0205 SACOS PISCO 4989761 1351

ICA Egenor _ _ _ SEIN CL0290 CREDISA PISCO 22728541 2991

ICA Electro Dunas SE0043 Chincha ST2 SEIN CL0039 CENTINELA 1032911 1338

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0024 AUSTRAL GROUP (ICA) 1982194 2805

Sistema Eléctrico de Distribución (SE) Cliente Libre

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ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0024 AUSTRAL GROUP (ICA) 1982194 2805

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0103 EPESCA 1344058 2005

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0124 GRUPO SINDICATO PESQUERO DEL PERÚ 2 2525707 3597

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0187 PESQUERA DIAMANTE 2044131 2459

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0346 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS 2 1698151 2331

ICA Kallpa _ _ _ SEIN CL0323 MINSUR 647045 3272

ICA Kallpa SE0043 Chincha ST2 SEIN CL0177 PAPELERA DEL SUR 27111225 3931

ICA Shougesa _ _ _ SEIN CL0368 SHOUGANG HIERRO PERÚ (JAHUAY) (13) 1859003 276

ICA Shougesa _ _ _ SEIN CL0409 SHOUGANG HIERRO PERU (MINA) 22673611 9617

ICA Termoselva SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0342 COTTONSUR 1 (OLPISA) 2891982 707

ICA Termoselva SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0359 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) 15331850 2394

HUANCAVELICA Conenhua SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN CL0410 COMPAÑÍA DE MINAS BUENAVENTURA 31274358 5990

HUANCAVELICA Minera Corona SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN CL0411 COMPAÑÍA MINERA CAUDALOSA 10562012 2775

HUANCAVELICA Electro Dunas SE0246 Palpa Rural ST4 SEIN CL0347 CONSORCIO ENERGÉTICO HUANCAVELICA 8563300 2070

HUANCAVELICA Electroperú _ _ _ SEIN CL0073 CONENHUA 18166376 5636

HUANCAVELICA Electroperú SE0051 Huaytará-Chocorvos ST5 SEIN CL0035 MINERA CASTROVIRREYNA 11632054 2438

ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE DEMANDADEMANDA

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DEMANDADEMANDA

MODELOMODELO ECONOMÉTRICOECONOMÉTRICO

Datos de entrada:

- Series de ventas energía en MT y BT

- Series de población

- Series de PBI

- Series de Precio medio de

energía

- Series de número de clientes

Inicio

Procesamiento de la información de

entrada

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Aplicación de las ecuaciones de

pronóstico con tres, dos y una variable

Selección de las ecuaciones de

pronóstico aceptables aplicando pruebas estadísticas t y F

Proyección de ventas globales en MT y BT y

cálculo de tasas de crecimiento

Fin

MODELO DE SERIES DE TIEMPO MODELO DE SERIES DE TIEMPO (TENDENCIAS)(TENDENCIAS)

Datos de entrada:

Series de Ventas de energía en MT y BT

Inicio

Cálculos de ajuste de curvas:

- Lineal

- A curva exponencial

- A curva polinómica

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- A curva logarítmica

- A curva potencial

Selección de curvas con mejor bondad de ajuste empleando el coeficiente R2 como

criterio base

Proyección de ventas y cálculo de tasas de crecimiento estimadas

Fin

PRUEBAS ESTADÍSTICAS DE LOS PRUEBAS ESTADÍSTICAS DE LOS RESULTADOSRESULTADOS

a. Prueba de significancia global

Se ha empleado la prueba F, con el fin de establecer si existe una relación significativa entre la variable dependiente y el conjunto de todas las variables independientes que forman parte del modelo.

b. Prueba de significancia individual

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b. Prueba de significancia individual

Se ha empleado la prueba t, con el fin de determinar si las variables independientes seleccionadas son estadísticamente significativas.

c. Bondad de ajuste de los resultados

Para evaluar la bondad de ajuste de los resultados se ha empleado, el Coeficiente de Determinación (R2), que permite reconocer la proporción de la variación de la variable dependiente que es explicada por las variables independientes.

AJUSTE FINAL DE LA PROYECCIÓNAJUSTE FINAL DE LA PROYECCIÓNInicio

Proyección de ventas y cálculo de tasas

aplicando el método econométrico

Ventas y tasas proyectadas

Ajuste final de la

Proyección de ventas y cálculo de tasas

aplicando el método de tendencias

Ventas y tasas proyectadas

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Ajuste final de la proyección

Fin

Proyección final de ventas en MT y BT

Inclusión de cargas especiales

Proyección final de ventas totales

ESQUEMA DE PROYECCIÓNESQUEMA DE PROYECCIÓNUsuarios Menores

Ventas Anuales Área de

Demanda

Ventas Anuales

ProyectadasPBI – Pobl –

Clie - T Pérdidas

Demanda de Energía Anual

ProyectadasFPMWHSFC - FCP

Potencia Coincidente

SET


Sistema


SEIN

Modelos Econométricos

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Datos Históricos

Información Base

Datos Proyectados

SET

FPHMS

Sistema Eléctrico SEIN

FS

Usuarios Mayores

Máxima Demanda

Cliente Libre

FCP


Sistema Eléctrico


SEIN

FS

Demandas Adicionales PROYECCIÓN

ÁREA DE DEMANDA

INFORMACIÓN UTILIZADAINFORMACIÓN UTILIZADA• Ventas históricas de energía clasificadas por sistema eléctrico y por nivel de tensión.

• Registros históricos del número de usuarios, por sistema y por nivel de tensión.

• Datos con el crecimiento de la población en los departamentos de Ica y parte de Ayacucho yHuancavelica.

• Evolución histórica del Producto Bruto Interno.

• Evolución histórica de los precios de la energía.

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• Evolución histórica de los precios de la energía.

• Datos de nuevos clientes especiales a incorporarse en el sistema eléctrico.

• FC, FCP y FS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión de cada SET.

• Para Usuarios Menores, registro de la potencia cada 15 minutos de alimentadores ytransformadores de SETs para el día de máxima demanda del sistema eléctrico, para el día demáxima demanda del SEIN, del año representativo anterior al de fijación de Peajes yCompensaciones y, de ser necesario para el día de máxima demanda de la SET.

• FPHMS y FPMWHS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión y cadasubestación, para el año representativo anterior.

• Información histórica de variables independientes, tales como PBI, número declientes, población regional, índice de electrificación, entre otras, por Área deDemanda.Demanda.

• Ventas históricas de energía a Usuarios Menores, por cada nivel de tensión, deacuerdo al Formato F-105.

• Datos de demanda en el año representativo de cada Usuario Mayor (MáximaDemanda, Demanda coincidente con Máxima demanda del SEIN, Energía, FCP, FS),de acuerdo al Formato F-115; así como, las encuestas de evolución de su demanda.

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PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE

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PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

PROYECCIÓN DE VENTAS GLOBALES(1) DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESMETODO DE TENDENCIAS

AREA DE DEMANDA:

AÑO Modelos ComparadosLineal Logarítmico Exponencial Potencial Polinómica

2010 621 103.11 621 103.11 621 103.11 621 103.11 621 103.112011 648 095.06 630 832.41 662 894.13 634 196.78 673 031.282012 675 087.02 640 035.55 707 497.07 646 836.27 728 227.282013 702 078.97 648 766.51 755 101.13 659 060.07 786 691.132014 729 070.93 657 071.40 805 908.23 670 901.64 848 422.812015 756 062.88 664 989.88 860 133.90 682 390.33 913 422.332016 783 054.84 672 556.30 918 008.15 693 552.00 981 689.692017 810 046.79 679 800.65 979 776.48 704 409.59 1 053 224.892018 837 038.75 686 749.23 1 045 700.90 714 983.57 1 128 027.932019 864 030.70 693 425.24 1 116 061.05 725 292.25 1 206 098.802020 891 022.66 699 849.27 1 191 155.40 735 352.13 1 287 437.522021 918 014.62 706 039.64 1 271 302.49 745 178.10 1 372 044.072022 945 006.57 712 012.77 1 356 842.28 754 783.68 1 459 918.46

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

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ECUACIÓN:

0.9114 0.6568 0.9698 0.7735 0.9907

ESTADISTICO t: Valor Prob.

ESTADISTICO F: Valor Prob.TASA DE CRECIMIENTO 3.56% 1.14% 6.73% 1.64% 7.38%

ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO

DETERMINACION (r2)

COEFICIENTE DE

RESULTADOS CON MÉTODO ECONOMÉTRICO

ECUACIÓN:VEt = 117.33 * PBIt + -8599.81

Ln(Vet) = 1.08 * Ln(PBIt) + 4.06

VEt = 79.29 * PBIt + 1.01 * POBt + -559540.26

Ln(Vet) = 2.25 * Ln(POBt) + 0.61 * Ln(PBIt) + -22.31

VEt = -7.79 * PBIt + 7.37 * CLIt + 5.27

Ln(VEt) = C1 * Ln(PBIt) + C2 * Ln(CLIEt) + B

VEt = -0.2 * PBIt + 0.22 * PREt + 3.66

VEt = 88.13 * PBIt + -0.94 * CLIt + 1.39 * POBt + -733661.48

Ln(Vet) = 3.03 * Ln(PBIt) + 0.64 * Ln(CLIt) + -0.25 * Ln(POBt) + -30.02

COEFICIENTE DE

DETERMINACION (r2) 0.963 0.952 0.991 0.990 0.981 0.981 0.977 0.992 0.991

ESTADISTICO F: Valor 385.0563 297.0369 801.4466 729.4970 358.9623 357.5076 300.4067 570.0977 494.7746 Prob. 4.5400 4.5400 3.7400 3.7400 3.7400 3.7400 3.7400 3.4100 3.4100

ESTADISTICO t:

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ESTADISTICO t:PBI Valor 19.6229 17.2348 12.5568 8.89 5.8448 6.3139 16.5349 9.9761 3.9692

Prob. 2.1310 2.1310 2.1450 2.145 2.1450 2.1450 2.1450 2.1600 2.1600 CLIENTE Valor 3.6665 4.5874 1.3861 8.8588

Prob. 2.1450 2.1450 2.1600 2.1600 POBLACION Valor 6.8282 7.5372 4.4679 1.1096

Prob. 2.1450 2.1450 2.1600 2.1600 PRECIO MEDIO Valor 3.0087

Prob. 2.1450 (1) Incluye las ventas totales de Usuarios Menores en AT, MT y BT

TASA DE CRECIMIENTO 7.14% 7.68% 6.15% 6.62% 6.41% 7.00% 6.59% 6.17% 6.55%ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO RECHAZADO RECHAZADO

AJUSTES Y RESULTADOS FINALESAJUSTES Y RESULTADOS FINALES

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESAJUSTE FINAL

AREA DE DEMANDA:

AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1) TOTALVENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT)

2010 - 362,165.11 258,938.00 621,103.11 621,103.11 2011 - 391,426.38 275,465.25 666,891.63 666,891.63 2012 - 418,333.60 293,018.27 711,351.87 711,351.87 2013 - 449,034.76 311,612.18 760,646.93 760,646.93 2014 - 481,393.61 331,262.82 812,656.43 812,656.43 2015 - 513,885.22 351,986.84 865,872.06 865,872.06 2016 - 548,109.34 373,801.67 921,911.02 921,911.02

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2016 - 548,109.34 373,801.67 921,911.02 921,911.02 2017 - 584,188.83 396,725.61 980,914.44 980,914.44 2018 - 622,243.96 420,777.86 1,043,021.82 1,043,021.82 2019 - 662,401.75 445,978.52 1,108,380.27 1,108,380.27 2020 - 704,795.19 472,348.73 1,177,143.92 1,177,143.92 2021 - 749,578.02 499,910.62 1,249,488.64 1,249,488.64 2022 - 796,922.16 528,687.41 1,325,609.56 1,325,609.56

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 6.79% 6.13% 6.52% 6.52%

Criterios:La proyección de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9La proyección de Ventas AT se considera constanteLa proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT

PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOSPROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DETALLE DE LA PROYECCION DE DEMANDA DE ENERGIA, POR NIVEL DE TENSION

USUARIOS MENORES (MWh)

AREA DE DEMANDA: EMPRESA EN AREA 8

CHINCHAAÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT CHINCHA

2010 - 103,142.44 71,839.90 174,982.34 174,982.34 2011 - 106,413.31 76,411.76 182,825.08 182,825.08 2012 - 108,477.70 81,254.71 189,732.41 189,732.41 2013 - 110,959.38 86,372.90 197,332.28 197,332.28 2014 - 113,288.28 91,770.66 205,058.94 205,058.94 2015 - 115,096.76 97,452.51 212,549.27 212,549.27 2016 - 116,772.08 103,423.17 220,195.25 220,195.25 2017 - 118,326.23 109,687.56 228,013.79 228,013.79 2018 - 119,765.04 116,250.84 236,015.88 236,015.88 2019 - 121,090.58 123,118.36 244,208.94 244,208.94

20

2019 - 121,090.58 123,118.36 244,208.94 244,208.94 2020 - 122,301.01 130,295.74 252,596.75 252,596.75 2021 - 123,393.60 137,788.84 261,182.43 261,182.43 2022 - 124,363.85 145,603.73 269,967.58 269,967.58

ICAAÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT ICA

2010 - 185,108.65 133,846.99 318,955.64 318,955.64 2011 - 198,925.79 141,708.51 340,634.30 340,634.30 2012 - 211,112.49 150,028.91 361,141.41 361,141.41 2013 - 224,706.21 158,812.06 383,518.27 383,518.27 2014 - 238,654.61 168,062.00 406,716.61 406,716.61 2015 - 252,224.15 177,782.96 430,007.11 430,007.11 2016 - 266,188.12 187,979.38 454,167.50 454,167.50 2017 - 280,594.07 198,655.83 479,249.90 479,249.90 2018 - 295,481.67 209,817.08 505,298.75 505,298.75 2019 - 310,886.75 221,468.02 532,354.77 532,354.77 2020 - 326,840.47 233,613.70 560,454.17 560,454.17 2021 - 343,375.48 246,259.28 589,634.76 589,634.76 2022 - 360,523.89 259,410.04 619,933.93 619,933.93

PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOSPROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

NASCAAÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT NASCA

2010 - 38,598.77 30,887.82 69,486.59 69,486.59 2011 - 44,891.49 33,156.21 78,047.71 78,047.71 2012 - 51,345.76 35,569.79 86,915.56 86,915.56 2013 - 58,708.72 38,132.35 96,841.06 96,841.06 2014 - 66,802.32 40,847.83 107,650.15 107,650.15 2015 - 75,493.99 43,720.41 119,214.40 119,214.40 2016 - 85,059.83 46,754.47 131,814.30 131,814.30 2017 - 95,606.68 49,954.63 145,561.31 145,561.31 2018 - 107,253.89 53,325.79 160,579.68 160,579.68 2019 - 120,135.69 56,873.10 177,008.79 177,008.79 2020 - 134,402.46 60,602.06 195,004.51 195,004.51 2021 - 150,224.60 64,518.44 214,743.04 214,743.04 2022 - 167,794.11 68,628.40 236,422.51 236,422.51

21

PISCOAÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT PISCO

2010 - 41,189.59 48,815.73 90,005.32 90,005.32 2011 - 47,480.90 52,236.80 99,717.70 99,717.70 2012 - 54,053.10 55,901.09 109,954.19 109,954.19 2013 - 61,728.26 59,812.37 121,540.63 121,540.63 2014 - 70,142.20 63,974.56 134,116.76 134,116.76 2015 - 78,984.82 68,391.71 147,376.53 147,376.53 2016 - 88,439.95 73,068.01 161,507.95 161,507.95 2017 - 98,465.48 78,007.78 176,473.26 176,473.26 2018 - 109,018.09 83,215.50 192,233.59 192,233.59 2019 - 120,053.86 88,695.77 208,749.64 208,749.64 2020 - 131,527.20 94,453.36 225,980.56 225,980.56 2021 - 143,392.71 100,493.16 243,885.87 243,885.87 2022 - 155,604.00 106,820.25 262,424.24 262,424.24

PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOSPROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

DETALLE DE LA PROYECCION DE DEMANDA DE ENERGIA, POR NIVEL DE TENSIONUSUARIOS MENORES

(MWh)


HUAYTARÁ - CHOCORVOSAÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT HUAYTARÁ - CHOCORVOS

2010 - 118.73 1,843.71 1,962.43 1,962.43 2011 - 166.54 2,060.31 2,226.85 2,226.85 2012 - 212.04 2,296.97 2,509.01 2,509.01

22

2012 - 212.04 2,296.97 2,509.01 2,509.01 2013 - 273.83 2,554.92 2,828.75 2,828.75 2014 - 345.50 2,835.58 3,181.07 3,181.07 2015 - 421.46 3,140.47 3,561.93 3,561.93 2016 - 507.34 3,471.31 3,978.65 3,978.65 2017 - 603.92 3,830.01 4,433.93 4,433.93 2018 - 712.12 4,218.69 4,930.81 4,930.81 2019 - 833.03 4,639.73 5,472.75 5,472.75 2020 - 967.92 5,095.76 6,063.68 6,063.68 2021 - 1,118.29 5,589.75 6,708.03 6,708.03 2022 - 1,285.87 6,125.00 7,410.87 7,410.87

USUARIOS MAYORESUSUARIOS MAYORES

INFORMACIÓN BÁSICA DE USUARIOS MAYORES (1)

AREA DE DEMANDA: 8

DATOS PARA EL AÑO "0"

Máxima Demanda

SISTEMA SUBESTACIÓN NOMBRE TENSIÓN (2) Demanda Coincidente Energía (3) FCP FS

USUARIO (kV) con Max SEIN

(MW) (MW) (MWh)

SISTEMA

ICA

Shougesa SHOUGANG HIERRO PERU (MINA) 34.50 9.62 1.54 22673.52 1.00 0.16

SISTEMA Corac-Adinelsa23 CORACORA - ADINELSA 22.90 0.46 0.42 1525.00 1.00 0.93

NASCA

SISTEMA PEB10 PAPELERA DEL SUR 10.00 3.93 3.58 27111.21 0.95 0.91

CHINCHA

SEAL10 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) 10.00 2.39 2.13 15331.84 0.93 0.89

PAB22T2(T-18) AUSTRAL GROUP (ICA) 22.90 2.81 0.07 1982.19 0.82 0.03

23

PAB22T2(T-18) AUSTRAL GROUP (ICA) 22.90 2.81 0.07 1982.19 0.82 0.03

SISTEMA PAB10T2 PESQUERA DIAMANTE 10.00 2.46 0.04 2044.13 0.85 0.02

PISCO PAB10T2 GRUPO SINDICATO PESQUERO 2 10.00 3.60 0.08 2525.71 0.87 0.02

PAB10T2 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS 2 10.00 2.33 0.04 1698.15 0.84 0.02

Minsur MINSUR 60.00 3.27 0.01 647.04 1.00 0.00

Alto la Luna CREDISA PISCO 60.00 2.99 2.78 22728.50 0.97 0.93

PI10 SACOS PISCO 10.00 1.35 0.91 7594.98 0.82 0.67

PI10 COTTONSUR 1 (OLPISA) 10.00 0.71 0.44 2891.97 0.41 0.63

PAB10T1 BLUEWAVE MARINE PERU S.A.C� 10.00 2.50 0.80 6132.00 0.95 0.32

SISTEMA VILLACURÍ COELVISAC 60.00 18.10 3.49 42587.83 1.00 0.19

COELVISAC BELLAUNIONSEAL BELLA UNIÓN - SEAL 60.00 5.70 3.70 24728.56 1.00 0.45

SISTEMA Jahuay SHOUGANG HIERRO PERÚ (JAHUAY) 13.80 0.28 0.24 1858.94 1.00 0.87

BELLA UNIÓN - CHALA

TOTAL AREA DE DEMANDA 62.49 20.26 184,061.57

(1) Usuario Mayor o Carga Adicional Mayor(2) Valor de la tension nominal en el Punto de Suministro al Usuario Mayor o Carga Adicional(3) No incluye las pérdidas en el sistema de distribución en MT.

Factores de cada Sistema Eléctrico FACTOR DE CARGA, CONTRIBUCIÓN A LA PUNTA y SIMULTANEIDAD (1)

AREA DE DEMANDA: 8

ICA AT MT+BT TOTAL

SETTensión

(kV)FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS

Parcona 10 0.65 1.00 0.93 0.65 1.00 0.93

Tacama 10 0.47 1.00 0.40 0.47 1.00 0.40

Sta. Margarita 22.9 0.56 0.99 0.62 0.56 0.99 0.62

Sta. Margarita 10 0.60 0.99 0.71 0.60 0.99 0.71

Ica Norte - T1 10 0.54 0.97 0.88 0.54 0.97 0.88

Ica Norte - T2 10 0.62 0.96 0.96 0.62 0.96 0.96

Total Sistema ICA

NASCA AT MT+BT TOTAL

SETTensión


Palpa 22.9 0.69 0.99 0.83 0.69 0.99 0.83

Palpa 10 0.52 0.90 0.76 0.52 0.90 0.76

Nasca 10 0.60 0.97 0.95 0.60 0.97 0.95

Nasca 22.9 0.63 0.94 0.81 0.63 0.94 0.81

Puquio 22.9 0.36 1.00 0.97 0.36 1.00 0.97

Puquio 10 0.43 0.99 0.94 0.43 0.99 0.94

24

Puquio 10 0.43 0.99 0.94 0.43 0.99 0.94

Coracora - Chaviña 10 0.38 1.00 0.93 0.38 1.00 0.93Incuyo - Pauza 22.9 0.38 1.00 0.93 0.38 1.00 0.93Total Sistema NASCA

CHINCHA AT MT+BT TOTAL

SETTensión


Carmen 10 0.45 1.00 0.41 0.45 1.00 0.41

Pedregal 10 0.59 0.92 0.67 0.59 0.92 0.67

Tambo de Mora 10 0.12 1.00 0.07 0.12 1.00 0.07

Pueblo Nuevo 10 0.49 1.00 0.78 0.49 1.00 0.78

Total Sistema CHINCHA

PISCO AT MT+BT TOTAL

SETTensión


Independencia 10 0.48 1.00 0.97 0.48 1.00 0.97Alto la Luna 10 0.57 0.96 0.93 0.57 0.96 0.93

Pisco 10 0.56 0.99 0.89 0.56 0.99 0.89Paracas - T1 22.9 0.52 0.75 0.39 0.52 0.75 0.39Paracas - T1 10 0.28 0.95 0.32 0.28 0.95 0.32Total Sistema PISCO 0.48 1.00 0.63

Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Barra MT (MW)OSINERGMIN F-111

PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE BARRAS MT (MW)

USUARIOS MENORES (2)


SISTEMAS ELÉCTRICOS Potencia (MW) (1)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SISTEMA ELÉCTRICO ICA

SET TENSION (kV)

Parcona 10 18.64 19.87 21.05 22.34 23.68 25.04 26.45 27.93 29.46 31.05 32.70 34.42 36.21

Tacama 10 4.75 5.09 5.40 5.74 6.10 6.44 6.80 7.17 7.56 7.96 8.37 8.80 9.25

Sta. Margarita 22.9 9.76 10.48 11.12 11.83 12.56 13.28 14.02 14.78 15.56 16.38 17.22 18.09 19.00

Sta. Margarita 10 8.56 9.18 9.74 10.36 10.99 11.62 12.27 12.94 13.63 14.35 15.09 15.86 16.66

Ica Norte 10 13.16 14.02 14.86 15.76 16.71 17.66 18.66 19.70 20.78 21.91 23.08 24.29 25.55

Ica Norte 10 6.23 6.64 7.03 7.46 7.90 8.36 8.83 9.32 9.84 10.37 10.93 11.50 12.10

TOTAL Sistema Eléctrico ICA 61.11 65.27 69.20 73.49 77.94 82.40 87.03 91.84 96.82 102.01 107.39 112.97 118.78

SISTEMA ELÉCTRICO NASCA

SET TENSION (kV)

Llipata 22.9 2.78 3.19 3.61 4.09 4.61 5.17 5.79 6.46 7.21 8.03 8.94 9.94 11.05

Llipata 10 0.71 0.78 0.85 0.93 1.02 1.11 1.20 1.31 1.42 1.55 1.68 1.82 1.98

Vista Alegre 10 4.76 5.24 5.74 6.29 6.88 7.51 8.19 8.92 9.71 10.57 11.50 12.50 13.59

Vista Alegre 22.9 2.77 3.21 3.66 4.18 4.75 5.36 6.03 6.77 7.59 8.49 9.49 10.60 11.83

Puquio 22.9 0.61 0.67 0.72 0.78 0.84 0.91 0.98 1.06 1.14 1.23 1.33 1.43 1.54

25

Puquio 10 0.66 0.71 0.76 0.82 0.88 0.94 1.01 1.08 1.15 1.23 1.31 1.40 1.49

Coracora - Chaviña 10 0.55 0.59 0.64 0.69 0.74 0.79 0.85 0.90 0.97 1.03 1.10 1.18 1.25

Incuyo - Pauza 22.9 0.20 0.22 0.23 0.25 0.27 0.28 0.30 0.33 0.35 0.37 0.39 0.42 0.45

TOTAL Sistema Eléctrico NASCA 13.05 14.60 16.22 18.02 19.98 22.07 24.35 26.84 29.55 32.51 35.74 39.29 43.17

SISTEMA ELÉCTRICO CHINCHA

SET TENSION (kV)

Carmen 10 5.92 6.14 6.31 6.50 6.68 6.85 7.01 7.17 7.33 7.49 7.65 7.81 7.96

Pedregal 10 14.05 14.59 15.02 15.51 15.99 16.42 16.86 17.29 17.73 18.16 18.60 19.04 19.48

Tambo de Mora 10 6.21 6.43 6.59 6.78 6.97 7.13 7.29 7.44 7.60 7.75 7.90 8.04 8.19

Pueblo Nuevo 10 15.15 16.00 16.84 17.75 18.69 19.66 20.67 21.73 22.83 23.97 25.16 26.39 27.67

TOTAL Sistema Eléctrico CHINCHA 41.33 43.16 44.77 46.54 48.33 50.06 51.83 53.64 55.48 57.37 59.30 61.28 63.30

SISTEMA ELÉCTRICO PISCO

SET TENSION (kV)

Independencia 10 1.10 1.20 1.31 1.44 1.57 1.71 1.86 2.02 2.19 2.36 2.54 2.74 2.93

Alto la Luna 10 7.35 8.06 8.80 9.64 10.55 11.50 12.52 13.59 14.73 15.92 17.16 18.45 19.79

Pisco 10 4.78 5.23 5.72 6.25 6.83 7.44 8.10 8.79 9.51 10.28 11.07 11.90 12.76

Paracas 22.9 1.79 2.04 2.30 2.61 2.95 3.30 3.68 4.08 4.50 4.94 5.40 5.88 6.37 Paracas 10 5.04 5.75 6.49 7.36 8.30 9.29 10.36 11.48 12.67 13.90 15.19 16.53 17.90 TOTAL Sistema Eléctrico PISCO 20.05 22.28 24.63 27.30 30.20 33.25 36.51 39.96 43.59 47.40 51.37 55.49 59.76

TOTAL AREA(1) 135.53 145.32 154.81 165.34 176.45 187.79 199.73 212.27 225.45 239.29 253.80 269.03 285.01

Notas:(1) Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103, a los valores de demanda

de energía consignados en el Formato F-110.

(2) A nivel de Barras AT ó MT

Demanda de Potencia Coincidente a Nivel del Sistema Eléctrico (MW)OSINERGMIN F-112

PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SISTEMA ELECTRICO (MW) USUARIOS MENORES (2)



2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


SET TENSION (kV)

Parcona 10 18.30 19.50 20.67 21.93 23.24 24.58 25.97 27.41 28.91 30.47 32.10 33.78 35.54

Tacama 10 3.01 3.22 3.42 3.63 3.86 4.08 4.30 4.54 4.78 5.04 5.30 5.57 5.85

Sta. Margarita 22.9 9.80 10.52 11.16 11.88 12.61 13.33 14.07 14.83 15.62 16.44 17.29 18.16 19.08

Sta. Margarita 10 8.59 9.21 9.77 10.39 11.03 11.66 12.31 12.98 13.68 14.40 15.14 15.92 16.72

Ica Norte 10 11.90 12.68 13.44 14.26 15.11 15.98 16.88 17.82 18.80 19.81 20.87 21.97 23.11

Ica Norte 10 5.40 5.74 6.09 6.45 6.84 7.23 7.64 8.07 8.51 8.98 9.46 9.96 10.48



SET TENSION (kV)

Llipata 22.9 2.42 2.78 3.15 3.56 4.02 4.51 5.04 5.63 6.28 7.00 7.79 8.66 9.62

Llipata 10 0.55 0.61 0.66 0.73 0.79 0.86 0.94 1.02 1.11 1.21 1.31 1.43 1.55

Vista Alegre 10 3.98 4.38 4.79 5.25 5.74 6.27 6.84 7.45 8.11 8.83 9.60 10.44 11.35

Vista Alegre 22.9 2.38 2.77 3.16 3.60 4.09 4.62 5.20 5.84 6.54 7.32 8.18 9.13 10.19

Puquio 22.9 0.43 0.46 0.50 0.54 0.59 0.63 0.68 0.74 0.80 0.86 0.92 0.99 1.07

26

Puquio 10 0.52 0.56 0.60 0.64 0.69 0.74 0.79 0.85 0.91 0.97 1.03 1.10 1.17


Incuyo - Pauza 22.9 0.17 0.19 0.20 0.22 0.23 0.25 0.26 0.28 0.30 0.32 0.34 0.36 0.39



SET TENSION (kV)

Carmen 10 2.09 2.17 2.23 2.29 2.36 2.42 2.47 2.53 2.59 2.64 2.70 2.76 2.81

Pedregal 10 10.89 11.31 11.64 12.02 12.39 12.73 13.07 13.40 13.74 14.08 14.42 14.76 15.10

Tambo de Mora 10 4.12 4.27 4.38 4.50 4.63 4.73 4.84 4.94 5.04 5.14 5.24 5.34 5.43

Pueblo Nuevo 10 11.90 12.57 13.23 13.94 14.68 15.45 16.24 17.07 17.93 18.83 19.76 20.73 21.74



SET TENSION (kV)

Independencia 10 0.84 0.92 1.00 1.10 1.20 1.30 1.42 1.54 1.67 1.80 1.94 2.09 2.24

Alto la Luna 10 6.17 6.77 7.40 8.10 8.86 9.66 10.52 11.42 12.37 13.37 14.42 15.50 16.63

Pisco 10 3.79 4.16 4.54 4.96 5.42 5.91 6.43 6.98 7.55 8.16 8.79 9.45 10.13 Paracas 22.9 0.66 0.75 0.84 0.96 1.08 1.21 1.35 1.50 1.65 1.81 1.98 2.16 2.33

Paracas 10 4.70 5.36 6.05 6.86 7.74 8.66 9.65 10.70 11.80 12.96 14.16 15.40 16.68 TOTAL Sistema Eléctrico PISCO 16.16 17.95 19.83 21.97 24.30 26.75 29.36 32.13 35.05 38.10 41.29 44.59 48.02

TOTAL AREA(1) 113.09 121.39 129.47 138.41 147.85 157.50 167.65 178.33 189.54 201.33 213.70 226.68 240.30

Notas:(1) Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP consignados en el Formato F-101 y los FPHMS y FPMWHS consignados en el Formato F-103, a los valores

de demanda de energía consignados en el Formato F-110.

(2) A nivel de Barras AT ó MT

Potencia Coincidente con la Máxima Demanda del SEIN OSINERGMIN F-114

PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN (MW) USUARIOS MENORES (2)

AREA DE DEMANDA: 81


2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


SET TENSION (kV)

Parcona 10 17.34 18.37 19.50 20.67 21.85 23.09 24.37 25.71 27.10 28.54 30.04 31.60 63.20

Tacama 10 1.90 2.02 2.14 2.27 2.40 2.54 2.68 2.82 2.97 3.12 3.28 3.45 6.90

Sta. Margarita 22.9 6.15 6.53 6.95 7.38 7.80 8.23 8.68 9.14 9.62 10.11 10.63 11.16 22.19

Sta. Margarita 10 6.17 6.54 6.96 7.39 7.81 8.24 8.69 9.16 9.64 10.14 10.66 11.20 22.25

Ica Norte 10 11.92 12.63 13.40 14.21 15.02 15.87 16.76 17.68 18.63 19.63 20.66 21.73 42.85

Ica Norte 10 6.24 6.62 7.02 7.43 7.86 8.31 8.77 9.25 9.76 10.28 10.82 11.39 22.33



SET TENSION (kV)

Llipata 22.9 2.33 2.63 2.98 3.36 3.77 4.21 4.70 5.24 5.84 6.50 7.22 8.02 15.99

Llipata 10 0.60 0.66 0.72 0.78 0.85 0.92 1.00 1.09 1.18 1.29 1.39 1.51 2.87

Vista Alegre 10 4.68 5.12 5.61 6.13 6.68 7.28 7.92 8.62 9.37 10.18 11.06 12.02 23.67

Vista Alegre 22.9 2.38 2.72 3.10 3.53 3.98 4.48 5.03 5.63 6.30 7.04 7.86 8.77 16.98

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Puquio 22.9 0.59 0.64 0.70 0.75 0.81 0.88 0.94 1.02 1.09 1.18 1.27 1.36 2.72

Puquio 10 0.63 0.67 0.72 0.77 0.83 0.89 0.95 1.02 1.09 1.16 1.24 1.32 2.62


Incuyo - Pauza 22.9 0.19 0.20 0.21 0.23 0.25 0.26 0.28 0.30 0.32 0.34 0.36 0.39 0.77



SET TENSION (kV)

Carmen 10 2.45 2.52 2.59 2.67 2.73 2.80 2.86 2.93 2.99 3.05 3.11 3.17 6.35

Pedregal 10 10.20 10.50 10.84 11.17 11.47 11.77 12.07 12.37 12.67 12.98 13.28 13.58 26.06

Tambo de Mora 10 0.45 0.47 0.48 0.49 0.50 0.51 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 1.15

Pueblo Nuevo 10 11.77 12.39 13.05 13.74 14.45 15.20 15.97 16.77 17.60 18.47 19.38 20.31 40.62



SET TENSION (kV)

Independencia 10 1.06 1.16 1.27 1.38 1.50 1.63 1.77 1.92 2.07 2.23 2.40 2.57 5.14

Alto la Luna 10 7.06 7.71 8.43 9.21 10.03 10.91 11.84 12.82 13.85 14.92 16.04 17.20 33.78

Pisco 10 4.30 4.69 5.12 5.59 6.09 6.62 7.17 7.76 8.38 9.02 9.70 10.39 20.73

Paracas 22.9 0.93 1.05 1.19 1.35 1.51 1.68 1.86 2.06 2.26 2.47 2.68 2.91 5.08

Paracas 10 1.68 1.90 2.15 2.42 2.71 3.02 3.35 3.69 4.05 4.43 4.82 5.22 10.16

TOTAL Sistema Eléctrico PISCO 15.03 16.50 18.16 19.95 21.85 23.87 26.00 28.25 30.61 33.07 35.63 38.28 74.89

TOTAL AREA(1) 101.55 108.29 115.72 123.56 131.60 140.07 148.98 158.36 168.22 178.58 189.47 200.92 396.57

(1) Nota: Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP, FS consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103, a los valores

de demanda de energía consignados en el Formato F-110.

DETERMINACIÓN DEL SISTEMA DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERARELÉCTRICO A REMUNERAR

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ELÉCTRICO A REMUNERARELÉCTRICO A REMUNERAR

PLANEAMIENTO A LARGO PLAZOPLANEAMIENTO A LARGO PLAZO

CRITERIOS GENERALES

La determinación de las alternativas de desarrollo del sistema en función al crecimiento de la demanda toma en cuenta las siguientes consideraciones generales:

– La metodología de planeamiento define la configuración del sistema en el año final del periodo de planeamiento (año horizonte) y luego retorna al año inicial,

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final del periodo de planeamiento (año horizonte) y luego retorna al año inicial, para establecer el proceso de ampliación progresiva de las instalaciones existentes o el ingreso de nuevas instalaciones.

– En el proceso de implementación progresiva del desarrollo del sistema, para atender el crecimiento de la demanda, se busca aprovechar, hasta donde sea posible, las instalaciones existentes, con la finalidad de hacer un uso eficiente de éstas.

– Para la definición de las nuevas SET MAT/AT y AT/MT se recurrirá a modelos matemáticos que permitan identificar la alternativa óptima.

METODOLOGÍAMETODOLOGÍA

1. Elaboración del balance entre la demanda proyectada y la potencia instalada por SET AT/MT.

Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de instalaciones de transformación existentes así como la necesidad de instalación de otras adicionales.

2. Análisis del flujo de potencia por las líneas de transmisión existentes, considerando la demanda proyectada.

Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de las líneas de transmisión para

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Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de las líneas de transmisión para atender la demanda proyectada, considerando sólo las líneas existentes. Este cálculo tiene un carácter exploratorio del comportamiento del sistema ante el crecimiento de la demanda y permite establecer una base para la definición de ampliaciones y reformas de la red de transmisión.

3. Identificación del área de influencia teórica de las SET AT/MT existentes en los planos del sistema, empleando el mapa de densidades.

Objetivo: comparar el área de influencia actual de cada SET con el área de influencia teórica y evaluar las posibles transferencias de carga entre las SET así como la forma de optimizar su utilización. Esta etapa permite conocer la situación actual en la que opera el sistema y la forma en la que el área de influencia teórica es cumplida.

4. Definición de la potencia óptima que deben tener las SET AT/MT en el sistema.

Objetivo: identificar la potencia óptima para las SET AT/MT dentro del sistema y utilizar este valor para la ubicación de SET nuevas, así como para establecer el área de influencia correspondiente, tanto de nuevas como de existentes, de tal manera que se cumpla, en lo posible, con la potencia óptima, así como con el centro de carga correspondiente.

5. Identificación del número y ubicación de las SET AT/MT necesarias en el año final del horizonte de planeamiento, tomando como base las SET existentes así como las SET nuevas que resulten necesarias. Esta ubicación debe considerar la identificación del área de influencia así como en centro de carga teórico correspondiente, sobre el mapa de densidades.

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teórico correspondiente, sobre el mapa de densidades.

Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales cuando sea necesario instalar SET AT/MT nuevas, así como para la redistribución de la carga entre las SET AT/MT.

6. Identificación del área de influencia de las SET MAT/AT existentes y la ubicación de SET MAT/AT nuevas, en el año final del horizonte de planeamiento, empleando el mapa de densidades.

Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales para instalar las SET MAT/AT adicionales.

7. Análisis del flujo de potencia en cada uno de los cinco primeros años y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento.

Objetivo 1: observar el comportamiento del flujo de potencia dentro del sistema e identificar la necesidad de ampliación de las líneas de transmisión en los casos que esto sea necesario.

Objetivo 2: conocer las pérdidas en el sistema de transmisión y definir la capacidad que deben tener las SET MAT/AT, en cada uno de estos años. Estos resultados permitirán identificar la necesidad de ampliación de las SET MAT/AT existentes o la necesidad de instalar SET MAT/AT nuevas.

8. Definición de la configuración del sistema en función al crecimiento de la demanda, año por año, en los primeros cinco años del periodo de

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demanda, año por año, en los primeros cinco años del periodo de planeamiento y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento.

Objetivo: definir las características de desarrollo del sistema en los primeros años, tomando como referencia las características que debe tener el mismo en el año final del horizonte de planeamiento.

9. En esta etapa se debe verificar el cumplimiento de las restricciones físicas que condicionan las posibilidades de ampliación del sistema.

10. Elaboración de cuadros, planos y diagramas que describen la alternativa seleccionada.

BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA

NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

SISTEMA ELECTRICO 1 ICA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET MAT/AT(/MT)SET PARCONA (ICA) MAX. DEM. (1) 19.62 20.91 22.16 23.52 24.93 26.36 27.85 29.40 31.01 32.68 34.42 36.23 38.11

220/60/10 kV P INST (2) 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00

Lado 10 kV FACTOR DE USO 65% 70% 74% 78% 83% 88% 93% 98% 103% 109% 115% 121% 127%

SET AT/MTSET TACAMA MAX. DEM.

(1) 5.00 5.36 10.95 11.31 11.68 12.05 12.42 12.82 13.22 13.64 14.08 14.53 15.00

60/10 kV P INST (2) 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00


SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) 19.28 20.69 21.95 23.36 24.80 26.21 27.66 29.17 30.73 32.34 34.01 35.74 37.54

60/22.9/10 kV P INST (2) 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25



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60/22.9/10 kV P INST (2) 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 41% 44% 47% 50% 53% 56% 59% 62% 66% 69% 73% 76% 80%


60/22.9/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75


SET ICA NORTE - T1 MAX. DEM. (1) 13.85 14.76 15.64 16.59 17.58 18.59 19.65 20.74 21.88 23.06 24.29 25.57 26.90

60/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75


SET ICA NORTE - T2 MAX. DEM. (1) 6.56 6.98 7.40 7.85 8.32 8.80 9.29 9.81 10.35 10.92 11.50 12.11 12.74

60/10 kV P INST (2) 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75


SET SR. DE LUREN MAX. DEM. (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

60/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75




SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

SISTEMA ELECTRICO 2 NASCA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET AT/MTSET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) 3.67 4.18 4.70 5.28 5.92 6.61 7.36 8.18 9.09 10.08 11.18 12.38 13.71

60/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00


SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) 2.93 3.36 3.80 4.30 4.85 5.44 6.09 6.81 7.59 8.45 9.41 10.46 11.63

60/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00


SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.16 1.27 1.38 1.50 1.63 1.77 1.92 2.08

60/22.9/10 kV P INST (2) 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50


SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) 7.93 8.90 9.90 11.02 12.24 13.55 14.97 16.52 18.21 20.07 22.09 24.32 26.76

60/22.9/10 kV P INST (2) 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00


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60/22.9/10 kV P INST (2) 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00


SET PUQUIO MAX. DEM. (1) 1.34 1.44 1.56 1.68 1.81 1.95 2.09 2.25 2.42 2.59 2.78 2.98 3.19

60/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50


SET CORACORA MAX. DEM. (1) 0.69 0.71 0.72 0.74 0.76 0.78 0.80 0.82 0.85 0.87 0.90 0.92 0.95

60/22.9 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40


SET CORACORA 2MVA MAX. DEM. (1) 0.58 0.63 0.67 0.72 0.78 0.83 0.89 0.95 1.02 1.09 1.16 1.24 1.32

22.9/10 kV P INST (ONAN) (2) 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00




SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

SISTEMA ELECTRICO 4 PISCO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET MAT/AT(/MT)SET INDEPENDENCIA MAX. DEM.

(1) 1.16 1.27 1.38 1.51 1.65 1.80 1.96 2.13 2.30 2.49 2.68 2.88 3.09

220/60/10 kV P INST (2) 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00


SET AT/MTSET ALTO LA LUNA MAX. DEM.

(1) 10.07 10.82 11.61 12.49 13.44 14.44 15.51 16.65 17.84 19.09 20.40 21.76 23.17

60/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75


SET PISCO MAX. DEM. (1) 6.51 6.99 7.49 8.06 8.67 9.31 10.00 10.73 11.49 12.29 13.13 14.01 14.91

60/10 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40


SET PARACAS - T17 MAX. DEM. (1) 7.19 10.70 11.76 12.99 14.34 15.76 17.27 18.88 20.57 22.34 24.18 26.08 28.05

60/22.9/10 kV P INST (2) 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

35

60/22.9/10 kV P INST 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00



60/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00




SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

SISTEMA ELECTRICO 3 CHINCHA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET AT/MTSET CARMEN MAX. DEM.

(1) 6.23 6.46 6.64 6.84 7.04 7.21 7.38 7.55 7.72 7.89 8.05 8.22 8.38

60/10 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40


SET PEDREGAL MAX. DEM. (1) 18.70 19.28 19.73 20.23 20.74 21.20 21.66 22.11 22.57 23.03 23.49 23.95 24.42

60/10 kV P INST (2) 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25


SET TAMBO DE MORA MAX. DEM. (1) 6.53 6.77 6.94 7.14 7.34 7.51 7.67 7.84 8.00 8.16 8.31 8.47 8.62

60/10 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40


SET PUEBLO NUEVO MAX. DEM. (1) 15.95 16.84 20.17 21.12 22.12 23.14 24.20 25.31 26.47 27.67 28.92 30.22 31.57

60/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75


36


SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

SISTEMA ELECTRICO 3 HUAYTARA - CHOCORVOS 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET AT/MTSET CAUDALOSA MAX. DEM. (1) 9.13 9.16 9.20 9.24 9.28 9.33 9.39 9.45 9.51 9.58 9.66 9.74 9.83

60/10 kV P INST (ONAN) (2) 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50


Año 2009

i. Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Santa Margarita.

ii. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 31.25/25/18.75 MVA (ONAF) en SET Santa Margarita.

iii. Aumento de capacidad de SET Alto la Luna (puesta en servicio: 19/07/2009)La máxima demanda registrada antes de la ampliación de la SET Alto La luna alcanzó el valor de 7.58MVA (Octubre del 2008) llegando a operar al 108% de su capacidad nominal (7MVA), lo cual, sumado a la necesidad de atender nuevas demandas comprometidas

SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS

37

(7MVA), lo cual, sumado a la necesidad de atender nuevas demandas comprometidas (pedidos), se tomó la decisión de ampliar la capacidad de transformación en SET Alto la Luna, con la implementación de un nuevo transformador de 18.75MVA.

A continuación se detalla la solución de planeamiento optada:• Se retiró y pasó a reserva el transformador el transformador 60/10 kV, 7 MVA de la SET Alto la Luna.

• Entró nuevo transformador 60/10 kV, 18.75 MVA (ONAF). Esta inversión no había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2009.


Año 2010

i. No se desactiva la SET PiscoEl Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN consideraba para el año 2010 desactivar a la Subestación Pisco y reubicar el transformador existente a la SET Alto La Luna.

En la evaluación efectuada por ELECTRODUNAS, se determinaron los siguientes inconvenientes respecto a dicho plan:

* Dar de baja a la Subestación Pisco, implica reconfigurar completamente la red de media tensión de los alimentadores de la Subestaciones de Pisco y Alto La Luna, cuya inversión no sería reconocida.* La Subestación de Alto La luna, por su área no puede alojar una bahía adicional para un transformador

38

* La Subestación de Alto La luna, por su área no puede alojar una bahía adicional para un transformador adicional, y además, no es posible ampliar dicha área, por cuanto no hay terrenos disponibles en su alrededor.* Las redes de media tensión de dicho sistema eléctrico, más que reconfigurarse completamente para ser atendidas desde una sola Subestación (Alto La Luna), requiere solo adecuarse para optimizar la distribución desde ambas subestaciones (Alto La luna y Pisco), pero para ello, es necesaria la ampliación de la Subestación Alto la Luna, que asumirá parte de la carga de la subestación Pisco.* El plan inicial de dar de baja a la subestación Pisco, se basaba en la proyección del desplazamiento de la zona urbana que se originaría en previsión de los eventos ocurridos (sismos) similares al acontecido el 15 de Agosto del 2007. Sin embargo, a la fecha no ha ocurrido así, más bien se han mantenido las demandas de energía, y por este efecto (sismo del 2007) se han constituido nuevas zonas urbanas cercanas a la Subestación Alto La Luna, en la cual se ha denotado un mayor crecimiento de la demanda.

Año 2010

iii. No se desactiva la SET Tambo de MoraEl Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN consideraba para el año 2010 desactivar a la Subestación Tambo de Mora y reubicar el transformador existente a la SET Pedregal. Se efectuó la evaluación resultando que el Plan aprobado por OSINERGMIN era mucho más ONEROSO respecto al ejecutado por ELECTRODUNAS.


39

iv. Entra nuevo transformador 60/10 kV 31.25 MVA (ONAF) en SET Pedregal.

v. Entran dos nuevas celdas de transformador 22.9 kV en SET Nasca.

vi. Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Nasca.

Año 2011

i. Proyecto S.E. Señor de Luren (puesta en servicio: 06/02/2011)• Entra nueva SET Señor de Luren, con costo de terreno 10.5 US$/m2, diseñada con 3 celdas de línea de 60 kV.• Entra nuevo transformador 60/10 kV, 18.75 MVA (ONAF). Entra nueva celda de transformador 60 kV. Entra nueva celda de transformador 10 kV.• Entra nueva línea de transmisión L-6625 Parcona (Ica) – Señor de Luren 60 kV, AAAC 120 mm2, 7.31 km de longitud. Entra nueva celda de línea 60 kV en la SET Señor de Luren. Entra nueva celda de línea


40

la SET Señor de Luren. Entra nueva celda de línea 60 kV en la SET Parcona (Ica).• Entran cuatro (4) nuevas celdas de alimentador 10 kV. Esta SET presenta cuatro (4) alimentadores SL141, SL142, SL143 y SL144, asume parte de la carga de los alimentadores de la SET Parcona (Ica) alimentadores IC104, IC105, IC106 y IC107, SET Ica Norte alimentador IN112 y SET Santa Margarita alimentador SM117.• Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2010, pero consideraba solamente tres (3) celdas de alimentador 10 kV y costo de terreno 7 US$/m2.

Año 2011

ii. Segunda terna de línea Derivación Pedregal - Pedregal• Entra segunda terna de la línea de transmisión P151 Derivación Pedregal – Pedregal 60 kV AAAC 120 mm2 de 7.34 km de longitud (7.3 km desde P151 hasta P33, 0.4 km desde P33 hasta la SET Pedregal). Entran dos (2) nuevas celdas de línea 60 kV en SET Pedregal.Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2010.• Esto permite obtener una derivación PI para la

SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNASSISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN

CHINCHA

TMORA60 60. kV

56.690.94-3.81

PNUEVO10 10. kV

10.331.03

-155.77

PEDRE10 10. kV9.94

0.99-6.00

PEDRE60 60. kV56.87

0.95-3.68

58.100.97-2.88

TMORA10 10. kV 9.94

0.99-156.00

CARME60 60. kV59.83

1.00-1.68

CARME10 10. kV10.07

1.01-152.79

5.20 km

-4.15-1.5614.01

lod chinch10

11.903.91

Papelera del Sur

3.131.03

lod pedre10 10.893.58

31.2

5 M

VA

14.075.3549.13

-14.02-4.6149.13

-3

0.04

km -14.07

-5.3547.46

7.30 km

18.7

5 M

VA

11.974.6668.40

-11.90-3.9168.40

-3

14.5

0 km

8.10

km

lod tmora10

4.121.35

5.70 km

-2.11-0.767.83

-12.09-4.7340.08

4.50

km

0.120.070.53

lod carme10 2.090.69

8.40

MV

A

2.110.7626.02

-2.09-0.6926.02

1

8.40

MV

A

4.151.5653.96

-4.12-1.3553.96

-2

25.0

0 km

15.006.09

31.3

0 km

19.488.27

41

• Esto permite obtener una derivación PI para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). • Cabe resaltar que está línea se implementará sobre los soportes de las líneas de transmisión existentes L-6603-02 y L-6603-03, los cuales están preparados para la segunda terna y conductores de 120 mm2.

IND60 60. kV

62.921.050.32

15.715.27

6.0946.47

8.2760.74

33.6214.30 0.84Indep CS

5.31-25.04

SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN

CHINCHA

TMORA60 60. kV

56.650.94-4.15

PNUEVO10 10. kV

10.131.01

-157.00

IND60 60. kV

62.751.05

PEDRE10 10. kV10.25

1.02-6.53

PEDRE60 60. kV56.85

0.95-4.02

57.090.95-3.84

TMORA10 10. kV 10.12

1.01-156.34

CARME60 60. kV59.15

0.99-2.36

CARME10 10. kV10.28

1.03-153.46

7.34 km-17.73-6.6851.04

5.20

km

-4.30-1.6114.53

lod chinch10 12.574.13

Papelera del Sur

3.491.15

lod pedre10 11.313.72

31.2

5 M

VA

14.855.7251.96

-14.80-4.8751.96

-6

0.04

km 2.88

0.969.57

7.30 km

18.7

5 M

VA

12.654.9973.65

-12.57-4.1373.65

-3

14.5

0 km

8.10

km

lod tmora10

4.271.40

5.70 km

-2.19-0.788.22

-14.08-5.3947.35

4.50

km

1.430.404.72


8.40

MV

A

2.190.7827.13

-2.17-0.7127.13

-1

8.40

MV

A

4.301.6157.87

-4.27-1.4057.87

-5

25.0

0 km

17.367.2354.07

31.3

0 km

19.038.1950.95

Año 2011

iii. Aumento de carga de Blue Wave Marine PerúAumenta la carga de Blue Wave Marine Perú con 2.38 MW, la cual se mantiene conectada a la SET Paracas en 10 kV, alimentador PA108.

iv. Transformadores de bajaSe dan de baja los transformadores de reserva TP2560100, retirado el 28/11/2010 y permanecía en stand by en la SET Pisco, y TP41601001, este transformador está ubicado en la SET Tacama y no posee regulación bajo carga.


42

v. Celdas de alimentadorEntra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Pedregal. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2009.

SUSTENTO DE PLAN DE OBRAS 2009-2011

Informe TécnicoSustento revisión de Inversiones No Reconocidas

43

Contenido

I. Inversiones no reconocidas respecto al Proyecto S.E. Señor de Luren.II. Inversiones no reconocidas respecto a la implementación de nuevo

Transformador en la S.E. Alto La Luna, y sustento para la no desactivaciónde las subestaciones Pisco y Tambo de Mora.

III. Otras inversiones No reconocidas.

Ica, Marzo 2011

Año 2012

i. Nuevas cargas•Entra carga de la Planta Nitratos Perú con 5.6 MW y se conecta a la SET Independencia en 60 kV.•Entra carga de la Mina Enproyec con 5 MW y se conecta a la SET Tacama en 22.9 kV.•Entra carga de Ideas Textiles con 2.32 MW y se conecta a la SET Pueblo Nuevo en 10 kV.

ii. Aumento de capacidad SET Paracas•Se retiran los transformadores T-17 y T-18 60/22.9/10 kV 13/5/9 MVA (ONAF) de las SET Paracas. El transformador T–18 pasa a reserva y el T-17 será rotado. •Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 37.5/37.5/25 MVA (ONAF) en la SET Paracas.


44

iii. Aumento de capacidad SET TacamaSe retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 6 MVA (ONAF) de la SET Tacama. Entra transformador rotado de SET Paracas T-17 60/22.9/10 kV 13/5/9 MVA (ONAF) y asume la carga de Minera Enproyec en 22.9 kV.

iv. Aumento de capacidad SET Pueblo NuevoEntra transformador rotado de reserva desde la SET Alto la Luna 60/10 kV 15 MVA (ONAF) a SET Pueblo Nuevo. El Transformador existente 60/10 kV 18.75 MVA (ONAF) asume la carga de los alimentadores PN105, PN106, PN107 y alimentador exclusivo para usuario mayor Ideas Textiles S.A.C. El transformador rotado 60/10 kV 15 MVA (ONAF) asume la carga de los alimentadores PN101, PN102; PN103 y PN104.

Año 2012

vi. Refuerzo y segunda terna de línea Derivación El Carmen – El Carmen•Cambio de conductor de la línea L-6604-01 P121 Derivación El Carmen – El Carmen de 5.7 km de longitud, de AASC 67 mm2 a AAAC 120 mm2.•Entra segunda terna de la línea de transmisión P121 Derivación El Carmen – El Carmen 60 kV AAAC 120 mm2 de 5.7 km de longitud. Entra nueva celda de línea 60 kV en SET El Carmen. Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el


Segunda Terna Pedregal(2011)


CHINCHA

TMORA60 60. kV

56.840.95-3.96

PNUEVO10 10. kV

10.161.02

-156.80

IND60 60. kV

PEDRE10 10. kV10.29

1.03-6.05

PEDRE60 60. kV57.04

0.95-3.82

57.240.95-3.65

TMORA10 10. kV 10.32

1.03-156.06

CARME60 60. kV59.27

0.99-2.20

CARME10 10. kV10.30

1.03-153.29

7.34 km-17.51-6.5450.19

5.2

0 k

m

-4.30-1.6114.48

lod chinch10

12.574.13

Papelera del Sur

3.131.03

lod pedre10 11.313.72

31

.25

MV

A

14.495.4950.43

-14.44-4.7550.43

-6

0.0

4 k

m 3.021.0410.04

7.30 km

18

.75

MV

A

12.654.9973.45

-12.57-4.1373.45

-3

14

.50

km

8.1

0 k

m

lod tmora10

4.271.40

5.70 km

-2.19-0.798.21

-13.94-5.3046.70

4.5

0 k

m

1.290.314.20


8.4

0 M

VA

2.190.7927.09

-2.17-0.7127.09

-1

8.4

0 M

VA

4.301.6155.75

-4.27-1.4055.75

-4

25

.00

km

17.197.1053.42

31

.30

km


CHINCHA

45

aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2010.•Esto permite obtener una derivación PI para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). •Cabe resaltar que está línea se implementará sobre los soportes de la línea de transmisión existente L-6604-01, la cual está preparada para la segunda terna y conductores de 120 mm2.

62.821.050.10

15.715.2725.31

38.5817.7760.98

0.920.30

Indep CS

1.71-26.4135.00

Compensación reactivaPueblo Nuevo 10 kV

(3 x 1.2 MVAr)(2012)

Segunda Terna Carmen(2012)

Segunda Terna Pedregal(2011)

Compensación reactiva(3 x 1.2 MVAr)

(2012)

Carga Especial(2012)

Rotado dereserva

SET Alto la Luna(2012)

CHINCHA

TMORA60 60. kV

57.190.95-5.76

PNUEVO10B 10. kV

10.101.01

-157.53

PNUEVO10 10. kV

10.031.00

-158.34

IND60 60. kV

62.911.05-0.23

PEDRE10 10. kV

10.141.01-8.01

PEDRE60 60. kV

57.390.96-5.62

57.250.95-5.85

TMORA10 10. kV 10.02

1.00-158.04

CARME60 60. kV

59.460.99-3.45

CARME10 10. kV10.00

1.00-154.64

Cp1 PNuevo

0.00-3.62

3

Cp1 Pedregal

0.00-3.70

3

7.34 km-20.63-3.3655.77

5.20 km

-4.41-1.6714.78

5.70 km

14.332.38

37.44

Ideas Textiles SAC 1.940.64

15.0

0 M

VA

5.932.17

44.10

-5.88-1.9344.10

-4

lod chinch10B 5.881.93

lod chinch10 7.352.42

Papelera del Sur

3.131.03

lod pedre10

11.643.83

31.2

5 M

VA

14.821.8848.31

-14.77-1.1548.31

-3

0.04

km 5.81

1.4718.72

7.30 km

18.7

5 M

VA

9.34-0.1150.48

-9.290.5750.48

-1

15.715.27

14.5

0 km

8.10

km

lod tmora10

4.381.44

5.70 km

-16.57-3.1943.47

-13.88-1.9943.93

4.50

km

-1.38-0.074.34


8.40

MV

A

2.250.81

27.95

-2.23-0.7327.95

1

8.40

MV

A

4.411.6756.90

-4.38-1.4456.90

-2

25.0

0 km

-16.71-3.3450.86

31.3

0 km

-20.93-3.7355.73

39.8518.18 1.00Indep CS -19.68

-3.66-25.01

Año 2012

vii. Segunda terna de línea Derivación Ica Norte – Ica Norte•Entra segunda terna de la línea de transmisión P34 Derivación Ica Norte – Ica Norte 60 kV AAAC 120 mm2 de 2.5 km de longitud. Entra nueva celda de línea 60 kV en SET Ica Norte. Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el


InterruptorAbierto

Puesta en ServicioLínea Ica - SET Luren

06/02/2011

Puesta en ServicioSET Señor de Luren

06/02/2011

LUREN10 10. kV 10.30

1.03-158.66

LUREN60 60. kV 60.69

1.01-6.48

TACAM10 10. kV

10.091.01

-156.34

ICA60B 60. kV 61.41

1.02-5.73

ICA220 220. kV216.760.99-2.50

ICA60A 60. kV

62.391.04-3.87

ICA10B 10. kV

9.981.0021.74

SMARG10 10. kV

10.041.00

-163.45

SMARG23 23. kV

23.201.01

-12.18

ICA10A 10. kV

10.291.0325.72

SMARG60 60. kV 58.18

0.97-8.85

TACAM60 60. kV

61.441.02-4.50

ICAN10B 10. kV

10.071.01

-156.37

ICAN10 10. kV

10.321.03

-157.69

ICAN60 60. kV

61.221.02-4.65

16.70 km

18.368.5556.24

-17.82-7.3356.24

-76.36-15.1756.05

lod luren10 9.94

3.27

7.31 km

-10.00-3.7729.89

10.073.8529.89

18.7

5 M

VA

10.003.7754.45

-9.94-3.2754.45

0

lod ica10B

14.174.66

6.00

MV

A

3.241.2056.00

-3.22-1.0656.00

2

25.40 km

-0.00-0.000.89

lod tacam10 3.22

1.06

92.420.5267.61

5.50

km

19.697.7157.63

75.0 MVA75.0 MVA30.0 MVA

42.7421.2161.64

-28.43-12.4161.64

-14.17-4.6661.64

2

lod smarg10

7.212.37

lod smarg23

10.523.46

31.3 MVA25.0 MVA18.8 MVA

17.827.3361.47

-10.52-3.4661.47

-7.21-2.3761.47

-2

75.0 MVA75.0 MVA30.0 MVA

19.798.7828.16

-19.69-7.7128.16

-0.000.0028.16

2

4.20

km

-3.24-1.2010.09

lod ican10B 3.411.12

lod ican10

12.684.17

8.75

MV

A

3.431.2640.97

-3.41-1.1240.97

0

18.7

5 M

VA

12.765.0169.24

-12.68-4.1769.24

0

2.50 km

-16.19-6.2748.16

-78.58-15.3557.64

Carga Especial

46

aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2010, pero consideraba 8 km de longitud.•Esto permite obtener una derivación PI para la mejora de la confiabilidad del servicio. •Cabe resaltar que está línea se implementará sobre los soportes de la línea de transmisión existente L-6623, la cual está preparada para la segunda terna y conductores de 120 mm2.


ICA

Puesta en Servicio(2012)


InterruptorAbierto


06/02/2011


06/02/2011

Rotado de reserva

SET Paracas (2012)

Dado de baja(Mayor a 30 años)

(2012)


ICA

TACAM22.9

LUREN10

LUREN60

TACAM10

ICA60B

ICA220

ICA60A

ICA10B

SMARG10SMARG23

ICA10A

SMARG60

TACAM60

ICAN10BICAN10

ICAN60

lne Ica-Sta.Margarita

Segunda terna Ica Norte

Mina Enproyec

tr2_Tacama_Nuevo0

lod luren10

lne Ica-Luren

tr2

Sr

de

Lu

ren

0

lod ica10B

tr2

ta

cam

_8

01

0

lne Tacama-Villacurí

lod tacam10

lne

Ica

-De

rv.I

ca N

ort

e

tr3 ICA_T59-2610

lod smarg10lod smarg23

tr3 smarg_8001

-2

tr3 ICA_T5-2610

lne

De

rv.I

ca N

ort

e-T

aca

ma

lod ican10Blod ican10

tr2

ica

n_

80

2

-1

tr2

ica

n_

80

1

-1

Primera terna Ica Norte

Año 2013

i. Nueva línea Ica Norte – Señor de Luren•Entra la línea de transmisión Ica Norte –Señor de Luren 60 kV AAAC 120 mm2 de 6.7 km de longitud. Entran nuevas celdas de línea 60 kV en SET Ica Norte y Señor de Luren.•Esto permite obtener crear un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio


47

mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). •Cabe resaltar que está línea se implementará sobre los soportes preparados para una segunda terna y conductores de 120 mm2.

Año 2013

ii. Transferencia de carga•Se transfiere la carga del alimentador IC107 al nuevo alimentador proveniente del aumento de carga de IC103.

iii. Celda de alimentador•Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Pueblo Nuevo. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2009.


48

el OSINERGMIN GART para el año 2009.•Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Ica Norte. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2009.•Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Paracas. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2009.•Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Alto la Luna. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2010.

Año 2014

i. Aumento de capacidad SET Pisco• Se retira y será rotado el transformador 60/10 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET Pisco. • Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 18.75/11.25/11.25 MVA (ONAF) en la SET Pisco. • En el lado de 22.9 kV entra un nuevo alimentador que tomará el aumento de carga del alimentador PI103.


49

PI103.

ii. Reemplazo de transformador en SET El Carmen• Se retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET El Carmen. Entra transformador rotado 60/10 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET Pisco.

Año 2014

iii. Nueva línea Alto la Luna – Paracas• Entra la línea de transmisión Alto la Luna – Paracas 60 kV AAAC 120 mm2 de 15 km de longitud. Incluir nuevas celdas de línea 60 kV en SET Alto la Luna y Paracas. Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2012.• Esto permite obtener crear un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio


50

la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). • Cabe resaltar que está línea se implementará sobre soportes preparados para una segunda terna y conductores de 120 mm2.

Año 2014

iv. Segunda terna de línea Parcona –Derivación Ica Norte• Entra segunda terna de la línea de transmisión Parcona (Ica) – Deriv. Ica Norte 60 kV AAAC 120 mm2 de 5.5 km de longitud. Entra nueva celda de línea 60 kV en SET Parcona (Ica). Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2012, pero 8 km de


Conexión Sr. de Luren-Ica Norte

(2013)



InterruptorAbierto


06/02/2011


06/02/2011

Rotado de reserva

SET Paracas (2012)


(2012)

TACAM22.9

LUREN10

LUREN60

TACAM10

ICA60B

ICA220

ICA60A

ICA10B

SMARG10SMARG23

ICA10A

SMARG60

TACAM60

ICAN10BICAN10

ICAN60

lne Ica-Sta.Margarita

Conexión Sr de Luren-Ica Norte

Segunda terna Ica Norte

Mina Enproyec

tr2_Tacama_Nuevo-8

lod luren10

lne Ica-Luren

tr2

Sr

de L

uren

0

lod ica10B

tr2

taca

m_8

01

0

lne Tacama-Villacurí

lod tacam10

lne

Ica-

Der

v.Ic

a N

orte

tr3 ICA_T59-2612

lod smarg10lod smarg23

tr3 smarg_8001

-2

tr3 ICA_T5-2612

lne

Der

v.Ic

a N

orte

-Tac

ama

lod ican10Blod ican10

tr2

ican

_802

0

tr2

ican

_801

0

Primera terna Ica Norte

51

GART para el año 2012, pero 8 km de longitud.• Esto permite obtener crear un refuerzo en esta línea. Cabe resaltar que está línea se implementará sobre la línea de transmisión existente L-6623, la cual está preparada para la segunda terna y conductores de 120 mm2.


ICA

Puesta en ServicioLínea Ica - Derv. Ica Norte

(2014)

Conexión Sr. de Luren-Ica Norte

(2013)



InterruptorAbierto


06/02/2011


06/02/2011

Rotado de reserva

SET Paracas (2012)


(2012)


ICA

TACAM22.9 23. kV

23.471.02-8.99

LUREN10 10. kV 10.44

1.04-157.45

LUREN60 60. kV 61.72

1.03-4.89

TACAM10 10. kV

10.081.01

-160.09

ICA60B 60. kV 62.60

1.04-4.55

ICA220 220. kV218.120.99-1.19

ICA60A 60. kV

62.611.04-3.49

ICA10B 10. kV

10.131.0122.66

SMARG10 10. kV

10.351.04

-162.31

SMARG23 23. kV

23.921.04

-11.18

ICA10A 10. kV

10.321.0325.81

SMARG60 60. kV 58.79

0.98-8.19

TACAM60 60. kV

61.521.03-4.46

ICAN10B 10. kV

10.071.01

-156.43

ICAN10 10. kV

10.371.04

-157.70

ICAN60 60. kV

61.681.03-4.42

5.50

km

14.665.9843.02

16.70 km

22.1110.3966.49

-21.35-8.6166.49

6.70 km

5.15-2.4815.73

-5.132.4415.73

2.50 km

-5.84-2.0817.06

Mina Enproyec 4.701.54

13.0 MVA5.0 MVA9.0 MVA

8.683.7196.54

-4.70-1.5496.54

-3.86-1.2796.54

-8

-36.93-12.6927.94

lod luren10 11.86

3.90

7.31 km

-6.80-7.0126.87

6.857.0626.87

18.7

5 M

VA

11.934.5764.03

-11.86-3.9064.03

0

lod ica10B

16.905.55

6.00

MV

A

0

lod tacam10 3.86

1.27

5.50

km

75.0 MVA75.0 MVA30.0 MVA

46.0328.0569.19

-28.96-17.4569.19

-16.90-5.5569.19

0

lod smarg10

8.632.84

lod smarg23

12.614.15

31.3 MVA25.0 MVA18.8 MVA

21.358.6172.67

-12.61-4.1572.67

-8.63-2.8472.67

-3

75.0 MVA75.0 MVA30.0 MVA

33.6011.2246.08

-33.48-9.2246.08

-0.000.0046.08

2

4.20

km

-8.68-3.7127.52

lod ican10B 4.051.33

lod ican10

15.114.97

8.75

MV

A

4.081.5248.37

-4.05-1.3348.37

2

18.7

5 M

VA

15.206.0382.03

-15.11-4.9782.03

0

2.50 km-18.59-3.0051.84

-38.01-12.8028.69

Año 2015

i. Compensación reactiva• Entra un nuevo banco de capacitores de 5x4 MVAR en la barra 60 kV de la SET Nasca. Esto permite mejorar el perfil de tensión en Nasca debido a las caídas de tensión provocadas por las líneas largas. Entra nueva celda de compensación de 60 kV.• Entra nuevo banco de capacitores 3x2.4 MVAR en la barra 10 kV de la SET Paracas. Entra nueva celda de compensación de 10 kV.


52

de compensación de 10 kV.

ii. Celda de alimentador• Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Pedregal. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año 2012.

Año 2016

i. Aumento de capacidad SET Ica Norte• Se retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 8.75 MVA (ONAF) de la SET Ica Norte. • Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 18.75/11.25/11.25 MVA (ONAF) en la SET Ica Norte y asume la carga de los alimentadores IN112 y IN113.• Entran nuevos alimentadores en 22.9 kV que asumen el aumento de carga de los alimentadores IN112 y IN113. El transformador existente 60/10 kV 18.75 MVA (ONAF) asume la carga de los alimentadores IN111 y IN114.

ii. Compensación reactiva


53

ii. Compensación reactiva• Entra nuevo banco de capacitores 3x2.4 MVAR en la barra 10 kV de la SET Alto la Luna. Entra nueva celda de compensación de 10 kV.

iii. Celda de alimentador• Entran dos (2) nuevas celdas de alimentador 22.9 kV en SET Ica Norte.• Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Nasca.• Entra nueva celda de alimentador 22.9 kV en SET Santa Margarita.

Año 2017

i. Aumento de capacidad de SET Nasca• Entra transformador rotado de reserva T-18 de la SET Paracas 60/22.9/10 kV 13/5/9 MVA (ONAF) en la SET Nasca. Este transformador asume el 40% de la carga del alimentador NA203 en 22.9 kV y la carga de los alimentadores NA101, NA104 y el 35% de la carga NA102 en 10 kV. Entran nuevas celdas de transformación 60 kV, 22.9 kV, 10 kV en la SET Nasca.• El transformador existente asume el 60% de la carga del alimentador NA203 en 22.9 kV y el 65% de


54

• El transformador existente asume el 60% de la carga del alimentador NA203 en 22.9 kV y el 65% de la carga del alimentador NA102 en 10 kV.

ii. Celda de alimentador• Entran nueva celda de alimentador 10 kV en SET Alto la Luna.

Año 2018

i. Aumento de capacidad de SET Llipata (Palpa)• Se retira y pasa a reserva el transformador 60/22.9/10 kV 9/9/2.5 MVA (ONAF) de la SET Llipata (Palpa). Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 15/13/5 MVA (ONAF) en la SET Llipata (Palpa).

ii. Segunda terna de línea Derivación Nasca – Marcona• Entra segunda terna de la línea de transmisión Derivación Nasca – Marcona 60 kV AASC 107 mm2


Compensación reactiva(5 x 4 MVAr)

(2015)

Nuevo Transformador

(2018)

Transformador de 9/9/2.5 MVA (ONAF)En reserva (2018)

Rotado de reservaSET Paracas T-18

(2017)


NASCA

NASCA10B NASCA23B

NASCA60 60. kV 61.21

1.02-16.78

CORAC60 60. kV 58.66

0.98-19.97

PUQUI60 60. kV 59.25

0.99-19.39

PUQUI10 10. kV 10.04

1.00-169.95

PUQUI23 23. kV 23.01

1.00-19.72

CORAC23 23. kV

22.780.99

-170.95

CORAC10 10. kV

10.351.0437.69

PALP10 10. kV

10.061.01

-167.72

PALP23 23. kV

23.021.00

-17.78

PALP60 60. kV

58.490.97

-15.06

-13.

263.

7338

.56

0.00-16.65

4

Cp Snico1

15.0 MVA13.0 MVA5.0 MVA

7.432.9054.56

-6.28-2.0654.56

-1.11-0.3654.56

-5


7.463.1563.07

-2.62-0.8663.07

-4.71-1.5563.07

-8

51.8

7 km

1.560.014.79

-1.55-0.584.79

0.910.30

0.800.26


1.730.6038.18

-0.80-0.2638.18

-0.91-0.3038.18

-1

101.00 km

3.39-0.439.59

-3.29-0.619.59

Coracora - Adinelsa 0.390.13

Incuyo-Pauza22 0.300.10

Corac-Chaviña10 0.840.28

2.00

MV

A

0.840.3045.06

-0.84-0.2845.06

-2

7.00

MV

A

1.550.5824.18

-1.53-0.5324.18

-1

15.0 MVA10.0 MVA10.0 MVA

7.362.8149.79

-3.92-1.2949.79

-3.40-1.1249.79

0

17.33 km

-18.2211.1259.51

lod palp10 1.11

0.36

lod palp23 6.28

2.06


-4

41.20 km

-7.43-2.9023.16

55

Derivación Nasca – Marcona 60 kV AASC 107 mm2 de 35.17 km de longitud. Entra nueva celda de línea 60 kV en SET Marcona.• Esto permite mejorar de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). • Cabe resaltar que está línea se implementará sobre los soportes de la línea de transmisión existente L-6630, los cuales están preparados para la segunda terna y conductores de 120 mm2.

Segunda ternaMarcona - Derivación Nasca

(2018)

SHOUGESA

SEAL

NASCA10B 10. kV

10.061.01

-172.05

NASCA23B 23. kV

23.421.02

-20.68

JAHUAY 14. kV 13.77

1.0018.52

SHOUG60 60. kV

62.211.04-9.23

Mina34 35. kV35.321.02

-160.97

NASCA10 10. kV

10.341.03

-169.71

NASCA23 23. kV

23.801.04

-18.50

BUNIO60 60. kV 58.23

0.97-12.73

35.1

7 km

13.78-3.2238.56

lod bunio60

9.283.05

Lod Mina Justa

70.0023.01

lod nasca10B

4.711.55

lod nasca23B

2.620.86

63.07 63.07

34.3

0 km

9.973.1427.25

-9.7

2-3

.15

27.2

5

lod snico13B

Jahuay13.8

0.230.08

30.00 km

9.49

3.06

26.9

0

-9.28-3.0526.90

1.60

MV

A

0.230.0815.43

-0.23-0.0815.43

0

Shougang Hierro Peu - Mina 8.17

2.69

lod puqui10

lod puqui23

25.0

0 M

VA

8.213.0733.82

-8.17-2.6933.82

0

4.00

km

8.223.0410.18

-8.21-3.0710.18

lod nasca10

3.401.12

lod nasca23

3.921.29

49.79 49.79

35.1

7 km

13.78-3.2238.56

75.0 MVA75.0 MVA

-86.58-20.52119.90

-0.00

-1

Año 2019

i. Aumento de capacidad SET Alto la Luna• Se retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 18.75 MVA (ONAF) en la SET Alto la Luna. • Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 31.25/16.25/16.25 MVA (ONAF) en la SET Alto la Luna, debido que esta SET no tiene capacidad de alojamiento para dos transformadores.• El devanado de 22.9 kV asume el aumento de carga de los alimentadores AL105 y AL106.

ii. Transferencia de carga• Se transfiere la carga del alimentador TA121 de la SET Tacama a la SET Ica Norte.


56

• Se transfiere la carga del alimentador TA121 de la SET Tacama a la SET Ica Norte.

iii. Celda de alimentador• Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Paracas.• Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Parcona (Ica). • Entran dos nuevas celdas de alimentadores 22.9 kV en SET Alto la Luna.

Año 2020

i. Aumento de capacidad de SET Paracas• Entra transformador rotado de reserva 60/10 kV 8.75 MVA desde la SET Ica Norte a la SET Paracas y asume la carga de los alimentadores PA109 (Pesquera Diamante y Tecnología de Alimentos2) y PA110 (Grupo Sindicato Pesquero2).

ii. Nueva línea Santa Margarita - Luren• Entra la línea de transmisión Santa Margarita –Luren 60 kV AAAC 120 mm2 de 12.2 km de


57

Luren 60 kV AAAC 120 mm2 de 12.2 km de longitud. Entran nuevas celdas de línea 60 kV en SET Luren y Santa Margarita.• Esto permite obtener crear un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). • Cabe resaltar que está línea se implementará sobre soportes preparados para una segunda terna y conductores de 120 mm2.

Año 2021

i. Aumento de capacidad SET Santa Margarita• Entra transformador rotado de reserva desde la SET Paracas 60/22.9 kV 8.75 MVA (ONAF) a SET Santa Margarita. El transformador rotado asume la carga del alimentador SM220.

ii. Transferencia de carga• Se transfiere la carga del alimentador SL143 al nuevo alimentador que tomará la carga de SL141.

Año 2022


58

Año 2022

i. Transferencia de carga• Se transfiere la carga del alimentador PN107 al nuevo alimentador PN106.

ii. Celda de alimentador• Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Santa Margarita.

PLAN DE OBRAS DE ELECTRODUNASPlan de Obras Mayo 2009 a Abril 2013

Tensión TOTAL

Año Mes Día Titular Nombre Instalación KV INVERSIONElemento (2) (4) US$

2009 7 19 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/10 kV, 18.75 MVA SET AT/MT ALTO LA LUNA 60 776,921.41

2009 11 22 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT SANTA MARGARITA 10 33,094.70

2009 11 22 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV 31.25/25/18.75 MVA SET AT/MT SANTA MARGARITA 60 979,708.97

2010 2 14 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/10 kV 31.25 MVA SET AT/MT PEDREGAL 60 837,328.59

2010 6 13 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT NASCA (VISTA ALEGRE) 23 79,085.59

2010 6 13 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT NASCA (VISTA ALEGRE) 23 54,995.76


2011 2 6 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Luren SET MAT/AT PARCONA (ICA) 60 174,918.82

2011 2 6 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Ica (Parcona) SET AT/MT LUREN 60 220,931.69

2011 2 30 ELECTRODUNAS Ln SE Parcona (Ica) - SE Luren Ln SE Parcona (Ica) - SE Luren 60 228,481.58

59

2011 2 6 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SL141 SET AT/MT LUREN 10 53,136.30




2011 2 6 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/10 kV, 18.75 MVA SET AT/MT LUREN 60 850,633.52

2011 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PEDREGAL 10 40,970.50

2011 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET MAT/AT PARCONA (ICA) 10 42,069.74

2011 12 31 ELECTRODUNAS Celda de Línea Derivacion P34 de L604-2 - SE Pedregal SET AT/MT PEDREGAL 60 170,348.39

2011 12 31 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Independencia SET AT/MT PEDREGAL 60 170,348.39

2011 12 31 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT PEDREGAL 60 134,340.36

2011 12 31 ELECTRODUNAS Ln Der. Pedregal - SE Pedregal Ln Der. Pedregal - SE Pedregal 60 121,116.46

Plan de Obras Mayo 2013 a Abril 2017

2011 12 31 ELECTRODUNAS Ln Der. Pedregal - SE Pedregal Ln Der. Pedregal - SE Pedregal 60 121,116.46

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea SE Alto la Luna SET AT/MT EL CARMEN 60 168,545.66

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Independencia SET AT/MT EL CARMEN 60 168,545.66

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT EL CARMEN 60 132,113.96

2012 10 30 ELECTRODUNAS Ln Der. El Carmen - SE El Carmen Ln Der. El Carmen - SE El Carmen 60 94,055.02


2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT PEDREGAL 10 40,916.21

2012 10 30 ELECTRODUNAS Bancos de capacitores de 3x1.2 MVAr SET AT/MT PEDREGAL 10 51,203.24

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT PUEBLO NUEVO 60 134,340.36


Tensión TOTAL


60


2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PUEBLO NUEVO 10 40,970.50

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT PUEBLO NUEVO 10 40,916.21

2012 10 30 ELECTRODUNAS Bancos de capacitores de 3x1.2 MVAr SET AT/MT PUEBLO NUEVO 10 51,203.24


2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Tacama SET AT/MT ICA NORTE 60 170,348.39

2012 10 30 ELECTRODUNAS Ln Der. Ica Norte – Ica Norte 60 kV Ln Der. Ica Norte – Ica Norte 60 kV 60 41,252.20

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT ICA NORTE 10 40,970.50

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT TACAMA 23 35,741.80

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT TACAMA 23 46,597.47

2012 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PARACAS 10 40,860.58

2012 10 30 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/22.9/10 Kv, 37.5/37.5/25 MVA SET AT/MT PARACAS 60 1,159,301.09


Tensión TOTAL




2013 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Luren SET AT/MT ICA NORTE 60 170,348.39

2013 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Ica Norte SET AT/MT LUREN 60 220,931.69

2013 10 30 ELECTRODUNAS Ln SE Ica Norte - SE Luren 60 kV Ln SE Ica Norte - SE Luren 60 kV 60 393,134.16

2013 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT ALTO LA LUNA 10 40,970.50

2013 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PARACAS 10 40,860.58


61



2014 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a Der Ica Norte SET MAT/AT PARCONA (ICA) 60 174,918.82

2014 10 30 ELECTRODUNAS Ln Der Ica Norte - SE Parcona (Ica) Ln Der Ica Norte - SE Parcona (Ica) 60 90,754.84


2014 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT PISCO 23 79,085.59

2014 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT ALTO LA LUNA 10 40,970.50

2014 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PISCO 23 54,995.76


2014 10 30 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 18.75/11.25/11.25 MVASET AT/MT PISCO 60 776,921.41

2014 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Paracas SET AT/MT ALTO LA LUNA 60 170,348.39

2014 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Línea a SE Alto La Luna SET AT/MT PARACAS 60 157,251.35

2014 10 30 ELECTRODUNAS Ln SE Alto La Luna - SE Paracas 60 kV Ln SE Alto La Luna - SE Paracas 60 kV 60 480,527.85


2015 10 30 ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT NASCA (VISTA ALEGRE) 60 170,348.39

2015 10 30 ELECTRODUNAS Banco de Compensadores 60 kV, 5 x 4 MVAR SET AT/MT NASCA (VISTA ALEGRE) 60 255,969.28

2015 10 30 ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT PARACAS 10 40,806.43

Tensión TOTAL


62

2015 10 30 ELECTRODUNAS Bancos de capacitores de 3x2.4 MVAr SET AT/MT PARACAS 10 57,685.40


2016 10 30 ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT ICA NORTE 23 79,085.59



2016 10 30 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 18.75/11.25/11.25 MVASET AT/MT ICA NORTE 60 776,921.41


2016 10 30 ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT ALTO LA LUNA 10 40,916.21

2016 10 30 ELECTRODUNAS Bancos de capacitores de 3x2.4 MVAr SET AT/MT ALTO LA LUNA 10 57,840.58

COSTOS DE INVERSIÓN

• Los costos de inversión han sido determinados utilizando los módulos estándares del OSINERGMIN publicados el28 de marzo del 2010 mediante Resolución No.075-2010-OS/CD,

• Los módulos estándares han sido aplicados de acuerdo con la ubicación geográfica y características técnicas decada instalación.

• No se ha considerado el efecto de la depreciación de las instalaciones.

• Se han valorizado solo las instalaciones del Plan de Obras de ELECTRODUNAS.

• Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares de las nuevas subestaciones se han prorrateado entre los• Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares de las nuevas subestaciones se han prorrateado entre loselementos de la respectiva, en proporción a sus costos de inversión.

• Los costos de inversión de las celdas de línea se han incluido como elementos de las subestaciones.

• El costo de inversión del centro de control y de las telecomunicaciones de las nuevas subestaciones se haprorrateado entre los respectivos elementos de subestaciones.

• Los costos de inversión han sido desagregados según la siguiente clasificación: costos de procedencia nacional,costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y Costos del Cobre.

• No se ha considerado los costos de los cambios por reposición de instalaciones existentes por otras decaracterísticas similares.

63

COSTOS DE INVERSIÓN RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR : EMPRESA EN AREA 08 Y 05 (Sistema Huaytará Cochorvos)

Titular ELECTRODUNAS INVERSION INVERSION ACUMULADA

AÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL2009 07 0.00 0.00 0.00 776 921.41 776 921.41 0.00 0.00 0.00 776 921.41 776 921.412009 11 0.00 0.00 0.00 1 012 803.67 1 012 803.67 0.00 0.00 0.00 1 789 725.08 1 789 725.082010 02 0.00 0.00 0.00 837 328.59 837 328.59 0.00 0.00 0.00 2 627 053.67 2 627 053.672010 06 0.00 0.00 0.00 175 051.86 175 051.86 0.00 0.00 0.00 2 802 105.53 2 802 105.532011 02 0.00 0.00 395 850.50 1 291 660.28 1 687 510.79 0.00 0.00 395 850.50 4 093 765.81 4 489 616.32

2011 10 0.00 0.00 0.00 83 040.24 83 040.24 0.00 0.00 395 850.50 4 176 806.05 4 572 656.56

64

2011 10

2011 12 0.00 0.00 340 696.78 255 456.82 596 153.60 0.00 0.00 736 547.28 4 432 262.87 5 168 810.15

2012 10 0.00 0.00 507 439.72 2 076 801.96 2 584 241.68 0.00 0.00 1 243 987.00 6 509 064.83 7 753 051.83

2013 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 243 987.00 6 509 064.83 7 753 051.83

2013 05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 243 987.00 6 509 064.83 7 753 051.83

2013 10 0.00 0.00 391 280.08 556 906.25 948 186.32 0.00 0.00 1 635 267.07 7 065 971.08 8 701 238.15

2014 10 0.00 0.00 502 518.56 1 687 137.97 2 189 656.53 0.00 0.00 2 137 785.63 8 753 109.05 10 890 894.68

2015 10 0.00 0.00 0.00 565 780.00 565 780.00 0.00 0.00 2 137 785.63 9 318 889.05 11 456 674.68

2016 10 0.00 0.00 0.00 1 152 323.28 1 152 323.28 0.00 0.00 2 137 785.63 10 471 212.33 12 608 997.96

2017 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2 137 785.63 10 471 212.33 12 608 997.96

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR : EMPRESA EN AREA 08 Y 05 (Sistema Huaytará Cochorvos)

Titular ELECTRODUNAS COYM COYM ACUMULADO

AÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL2009 07 0.00 0.00 0.00 25 793.79 25 793.79 0.00 0.00 0.00 25 793.79 25 793.792009 11 0.00 0.00 0.00 33 754.15 33 754.15 0.00 0.00 0.00 59 547.94 59 547.942010 02 0.00 0.00 0.00 27 799.31 27 799.31 0.00 0.00 0.00 87 347.25 87 347.252010 06 0.00 0.00 0.00 6 494.42 6 494.42 0.00 0.00 0.00 93 841.68 93 841.682011 02 0.00 0.00 13 142.24 43 712.05 56 854.28 0.00 0.00 13 142.24 137 553.72 150 695.96

2011 10 0.00 0.00 0.00 3 080.79 3 080.79 0.00 0.00 13 142.24 140 634.52 153 776.75

2011 12 0.00 0.00 11 311.13 8 481.17 19 792.30 0.00 0.00 24 453.37 149 115.68 173 569.05

65

2012 10 0.00 0.00 16 847.00 70 961.21 87 808.21 0.00 0.00 41 300.37 220 076.89 261 377.26

2013 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 41 300.37 220 076.89 261 377.26

2013 05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 41 300.37 220 076.89 261 377.26

2013 10 0.00 0.00 12 990.50 19 128.00 32 118.50 0.00 0.00 54 290.87 239 204.89 293 495.76

2014 10 0.00 0.00 16 683.62 57 334.82 74 018.44 0.00 0.00 70 974.48 296 539.71 367 514.19

2015 10 0.00 0.00 0.00 19 327.80 19 327.80 0.00 0.00 70 974.48 315 867.51 386 841.99

2016 10 0.00 0.00 0.00 39 721.20 39 721.20 0.00 0.00 70 974.48 355 588.71 426 563.19

2017 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 70 974.48 355 588.71 426 563.19

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN

Aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión período 2013-2017

66

período 2013-2017

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE … · ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE DEMANDA 8....

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