ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE · PDF fileb. Prueba de significancia individual 12 Se ha empleado la prueba t, ... 2012 1 405 682.33 1 334 188.20 1 457 258.39 1 345 207.04

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN

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

OBJETIVOOBJETIVO

El estudio materia del presente informe tiene como principal objetivo sustentar la propuesta del Plan de inversiones en Transmisión (periodo 2013- 2017) para la fijación de tarifas y compensaciones en el área de Demanda N° 3 y 6 para Hidrandina S.A.

El estudio tiene las siguientes partes principales:

– Proyección de la Demanda como una de las principales actividades o

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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 HIDRANDINA, para el periodo 2013-2017.

MARCO NORMATIVOMARCO NORMATIVO

El Estudio de Planeamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión de HIDRANDINA S.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.

UNIDADES DE NEGOCIOUNIDADES DE NEGOCIOHIDRANDINA es una empresa peruana que realiza actividades propias del servicio público de electricidad, distribuyendo y comercializando energía eléctrica, en un área de concesión de 7,916 km², cubriendo las regiones de Ancash, La Libertad y parte de Cajamarca; atendiendo más de 577

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Cajamarca; atendiendo más de 577 mil clientes y por ello ha dividido geográficamente el área en cinco Unidades de Negocio:

� Trujillo� La Libertad Norte (Noroeste)� Chimbote� Huaraz� Cajamarca.

SISTEMAS ELÉCTRICOSSISTEMAS ELÉCTRICOSHIDRANDINA está ubicado en el área de demanda 3 y 6 (Sistema Eléctrico Huarmey), comprende los siguientes sistemas eléctricos de distribución

ESTRUCTURA SICOM Diagramas Unifilares 2010

Agrupación GART Válido a Dic-2010

Código Nombre Sector Típico Interconexión Empresa Área de demanda Observaciones

SE0118 Cajamarca ST2 SEIN Hidrandina 3

SE0119 Chimbote ST2 SEIN Hidrandina 3

SE0120 Guadalupe ST2 SEIN Hidrandina 3

SE0121 Huarmey ST3 SEIN Hidrandina 6 Área de demanda 6 (Cahua, Adinelsa, Edelnor, REP). Conexión directa a redes propias

SE0122 Trujillo ST2 SEIN Hidrandina 3

SE0123 Caraz-Carhuaz-Huaraz ST3 SEIN Hidrandina 3

SE0124 Huallanca ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0125 Ticapampa ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0126 Huari ST4 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico

Sistema Eléctrico de Distribución (SE)

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SE0127 Pomabamba ST5 SEIN Hidrandina 3

SE0128 Celendín ST5 SEIN Hidrandina 3

SE0129 Chiquián ST4 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico

SE0130 Tortugas ST5 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Térmico

SE0131 Namora ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0132 Tayabamba ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0168 Trujillo Rural ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0169 Casma Rural ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0230 Cajamarca Rural ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0253 Trujillo Baja Densidad ST3 SEIN Hidrandina 3

SE0254 Guadalupe Rural ST3 SEIN Hidrandina 3

SE0255 Cajamarca Baja Densidad ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0256 Chimbote Rural ST4 SEIN Hidrandina 3

SE0257 Catilluc ST4 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico

SE1118 Porcón-La Pajuela ST5 SEIN Hidrandina 3

SE1122 Virú ST3 SEIN Hidrandina 3

SE1168 Otuzco-Motil-Florida ST4 SEIN Hidrandina 3

SE1230 Cajabamba ST3 SEIN Hidrandina 3

SE2230 Huamachuco ST3 SEIN Hidrandina 3

SR0011 La Arenita SER SEIN Hidrandina 3

SR0012 Aija-Cotaparaco III Etapa SER SEIN Hidrandina 3

SR0013 Huari IV Etapa SER SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico

SR0071 SER CAJAMARCA SER SEIN Hidrandina 3

SR0072 SER CHIMBOTE SER SEIN Hidrandina 3

SR0073 SER HUAYMEY SER SEIN Hidrandina 6 Área de demanda 6 (Cahua, Adinelsa, Edelnor, REP). Conexión directa a redes propias

HIDRANDINA está dividido en áreas de negocio las cuales fueron usadas para definir los sistemas eléctricos de transmisión del estudio.

� ST Cajamarca

6

� ST La Libertad Noroeste

� ST Trujillo

� ST Chimbote

� ST Huaraz

EMPRESAS EN ÁREA DE DEMANDA EMPRESAS EN ÁREA DE DEMANDA

Identificación de otras empresas distribuidoras en el área de demanda 3 (departamento Ancash, La Libertad y parte de Cajamarca) y a parte del área de demanda 6 (sistema Huarmey):

– Ancash: 100% Hidrandina– Cajamarca: 79.6% Hidrandina, 20.4% Ensa– La Libertad: 98.2% Hidrandina, 1.2% Chavimochic

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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

Solo instalaciones de las empresas incorporadas al estudio, ubicadas en los departamentos de ANCASH, LA LIBERTAD, CAJAMARCA pertenecientes a HIDRANDINA

Se adicionaron las instalaciones de otras empresas pertenecientes al área de demanda 3 y 6 que forman parte del estudio.

Sistema Eléctrico de Distribución (SE) Cliente Libre

Departamento Empresa Código Nombre Sector Típico Interconexión Código Nombre

ANCASH Edegel _ _ CL0354 ANTAMINA (PUERTO ANTAMINA)ANCASH Edegel _ _ _ SEIN CL0282 SIDERPERUANCASH Egenor _ _ _ SEIN CL0164 MINERA BARRICK MISQUICHILCA

SICLI - 2010

Base integrada con perfiles de carga de clientes libres

Empresa E.Activa 2010 (kW.h) MD 2010 (kW)

Edegel 13008.23 2476.6Edegel 262806.48 55542.3Egenor 61328.44 9593.5

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LA LIBERTAD Egenor _ _ _ SEIN CL0241 CEMENTOS NORTE PACASMAYOLA LIBERTAD Egenor _ _ _ SEIN CL0291 CREDISA TRUJILLOLA LIBERTAD Egenor _ _ _ SEIN CL0374 MINERA BARRICK MISQUICHILCA (ALTO CHICAMA)

LA LIBERTAD Egenor _ _ _ SEIN CL0406 MINERA AURIFERA RETAMASLA LIBERTAD Egenor _ _ _ SEIN CL0407 CONSORCIO MINERO HORIZONTELA LIBERTAD Electroperú SE0122 Trujillo ST2 SEIN CL0461 APR ENERGY LLC SUCURSAL DEL PERÚLA LIBERTAD Hidrandina SE1122 Virú ST3 SEIN CL0408 CAMPOSOLLA LIBERTAD Hidrandina SE1230 Cajabamba ST3 SEIN CL0394 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA

LA LIBERTAD Kallpa _ _ _ SEIN CL0423 CEMENTOS NORTE PACASMAYO 2LA LIBERTAD Kallpa SE0122 Trujillo ST2 SEIN CL0159 TRUPALLA LIBERTAD Kallpa SE0253 Trujillo Baja Densidad ST3 SEIN CL0424 EMPRESA AGROINDUSTRIAL CASA GRANDE

CAJAMARCA Kallpa _ _ _ SEIN CL0441 GOLD FIELDS LA CIMACAJAMARCA Termoselva _ _ _ SEIN CL0265 MINERA YANACOCHA 4

Egenor 139765.88 22000.0Egenor 22948.67 3106.5Egenor 64339.72 9334.8Egenor 52912.60 8341.9Egenor 50163.58 7232.2Electroperú 1950.15 949.7Hidrandina 13501.39 7627.6Hidrandina 25348.20 4794.7Kallpa 62105.25 14290.9Kallpa 15918.20 11340.0Kallpa 18316.03 4281.1Kallpa 145110.66 21100.2Termoselva 545904.47 74370.9

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

10

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 Ancash, Cajamarca y LaLibertad.

• 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: 3 Y 6(HUARMEY)

AÑO Modelos ComparadosLineal Logarítmico Exponencial Potencial Polinómica

2010 1 295 671.17 1 295 671.17 1 295 671.17 1 295 671.17 1 295 671.172011 1 350 676.75 1 315 531.91 1 374 091.59 1 320 981.48 1 402 512.282012 1 405 682.33 1 334 188.20 1 457 258.39 1 345 207.04 1 516 913.862013 1 460 687.91 1 351 777.81 1 545 458.86 1 368 454.26 1 638 875.912014 1 515 693.49 1 368 416.17 1 638 997.66 1 390 813.87 1 768 398.432015 1 570 699.07 1 384 200.88 1 738 197.88 1 412 363.93 1 905 481.432016 1 625 704.65 1 399 215.30 1 843 402.20 1 433 172.13 2 050 124.902017 1 680 710.23 1 413 531.12 1 954 974.00 1 453 297.58 2 202 328.842018 1 735 715.81 1 427 210.46 2 073 298.67 1 472 792.26 2 362 093.252019 1 790 721.39 1 440 307.53 2 198 784.94 1 491 702.12 2 529 418.142020 1 845 726.97 1 452 869.86 2 331 866.25 1 510 068.01 2 704 303.502021 1 900 732.55 1 464 939.43 2 473 002.31 1 527 926.44 2 886 749.342022 1 955 738.13 1 476 553.43 2 622 680.61 1 545 310.17 3 076 755.64

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

18


ECUACIÓN:

COEFICIENTE DE DETERMINACION

(r2)0.9092 0.6739 0.9582 0.7640 0.9853

ESTADISTICO t: Valor Prob.

ESTADISTICO F: Valor Prob.TASA DE CRECIMIENTO 3.49% 1.09% 6.05% 1.48% 7.47%

ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO

RESULTADOS CON MÉTODO ECONOMÉTRICO

ECUACIÓN:VEt = 88.05 * PBIt + -198748.51

Ln(Vet) = 1.16 * Ln(PBIt) + 2.73

VEt = 128.02 * PBIt + -0.6 * POBt + 1605844.9

Ln(Vet) = 2.14 * Ln(POBt) + 0.72 * Ln(PBIt) + -25.56

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 = -36.28 * PBIt + 4.03 * CLIt + -0.37 * POBt + 1075232.62

Ln(Vet) = -1.3 * Ln(PBIt) + -0.59 * Ln(CLIt) + 1.89 * Ln(POBt) + 14.49

COEFICIENTE DE DETERMINACION

(r2)0.930 0.934 0.936 0.936 0.988 0.985 0.947 0.990 0.985

ESTADISTICO F: Valor 173.6604 183.6570 87.6000 87.8928 499.7923 385.9075 106.3117 372.3046 247.8712 Prob. 4.6700 4.6700 3.8900 3.8900 3.8900 3.8900 3.8900 3.5900 3.5900

ESTADISTICO t:

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PBI Valor 13.1780 13.5520 3.2165 1.05 3.2039 2.4975 14.5481 1.3681 0.7436 Prob. 2.1600 2.1600 2.1790 2.179 2.1790 2.1790 2.1790 2.2010 2.2010

CLIENTE Valor 7.6454 6.3098 7.8296 1.4479 Prob. 2.1790 2.1790 2.2010 2.2010

POBLACION Valor 1.0186 0.6431 1.5427 6.1010 Prob. 2.1790 2.1790 2.2010 2.2010

PRECIO MEDIO Valor 1.9089 Prob. 2.1790

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

TASA DE CRECIMIENTO 6.30% 6.59% 7.40% 5.71% 4.33% 4.49% 6.26% 5.23% 4.93%ACEPTADO ACEPTADO RECHAZADO RECHAZADO ACEPTADO ACEPTADO RECHAZADO RECHAZADO RECHAZADO

AJUSTES Y RESULTADOS FINALESAJUSTES Y RESULTADOS FINALES

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

AREA DE DEMANDA: 3 Y 6(HUARMEY)

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

2010 56,944.60 501,577.53 737,149.05 1,238,726.58 1,295,671.17 2011 56,944.60 531,042.90 783,182.61 1,314,225.51 1,371,170.11 2012 56,944.60 563,154.28 831,535.85 1,394,690.13 1,451,634.73 2013 56,944.60 597,492.61 882,270.50 1,479,763.11 1,536,707.70

20

2013 56,944.60 597,492.61 882,270.50 1,479,763.11 1,536,707.70 2014 56,944.60 633,457.95 935,452.21 1,568,910.16 1,625,854.76 2015 56,944.60 670,590.89 991,150.77 1,661,741.66 1,718,686.25 2016 56,944.60 709,421.25 1,049,440.35 1,758,861.60 1,815,806.20 2017 56,944.60 750,025.82 1,110,399.85 1,860,425.67 1,917,370.26 2018 56,944.60 792,486.72 1,174,113.09 1,966,599.82 2,023,544.41 2019 56,944.60 836,891.72 1,240,669.23 2,077,560.95 2,134,505.55 2020 56,944.60 883,334.60 1,310,163.02 2,193,497.62 2,250,442.22 2021 56,944.60 931,915.55 1,382,695.22 2,314,610.76 2,371,555.36 2022 56,944.60 982,741.56 1,458,372.91 2,441,114.47 2,498,059.06


TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 5.76% 5.85% 5.82% 5.62%

PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOSPROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESAJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN CAJAMARCA

AREA DE DEMANDA:


2010 1,502.41 21,702.47 88,748.13 110,450.60 111,953.01 2011 1,502.41 23,103.90 94,304.85 117,408.75 118,911.16 2012 1,502.41 24,568.44 100,110.00 124,678.44 126,180.85 2013 1,502.41 26,090.53 106,149.04 132,239.57 133,741.98 2014 1,502.41 27,661.27 112,394.73 140,056.01 141,558.42 2015 1,502.41 29,274.25 118,829.67 148,103.92 149,606.33 2016 1,502.41 30,940.74 125,505.16 156,445.90 157,948.31 2017 1,502.41 32,663.83 132,441.52 165,105.35 166,607.76

21

2017 1,502.41 32,663.83 132,441.52 165,105.35 166,607.76 2018 1,502.41 34,446.59 139,659.70 174,106.28 175,608.69 2019 1,502.41 36,292.07 147,181.37 183,473.44 184,975.85 2020 1,502.41 38,203.36 155,028.94 193,232.30 194,734.71 2021 1,502.41 40,183.50 163,225.62 203,409.11 204,911.52 2022 1,502.41 42,235.52 171,795.46 214,030.98 215,533.39


TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 5.71% 5.66% 5.67% 5.61%

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 DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESAJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN CHIMBOTE

AREA DE DEMANDA:


2010 - 160,475.07 155,490.51 315,965.58 315,965.58 2011 - 167,905.11 161,864.85 329,769.96 329,769.96 2012 - 175,648.20 168,505.92 344,154.13 344,154.13 2013 - 183,650.24 175,359.37 359,009.61 359,009.61 2014 - 191,836.65 182,352.20 374,188.85 374,188.85 2015 - 200,151.39 189,430.01 389,581.40 389,581.40 2016 - 208,653.43 196,647.49 405,300.92 405,300.92 2017 - 217,345.66 204,005.51 421,351.17 421,351.17

22

2017 - 217,345.66 204,005.51 421,351.17 421,351.17 2018 - 226,229.58 211,503.43 437,733.01 437,733.01 2019 - 235,305.31 219,139.13 454,444.44 454,444.44 2020 - 244,571.60 226,909.04 471,480.64 471,480.64 2021 - 254,025.79 234,808.17 488,833.96 488,833.96 2022 - 263,663.84 242,830.12 506,493.96 506,493.96


TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 4.22% 3.78% 4.01% 4.01%



PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESAJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN HUARAZ

AREA DE DEMANDA:


2010 - 44,108.17 69,908.80 114,016.97 114,016.97 2011 - 51,401.46 74,012.07 125,413.53 125,413.53 2012 - 59,662.84 78,375.12 138,037.96 138,037.96 2013 - 69,006.80 82,970.98 151,977.79 151,977.79 2014 - 79,544.01 87,762.59 167,306.60 167,306.60 2015 - 91,394.61 92,720.10 184,114.71 184,114.71 2016 - 104,739.76 97,866.67 202,606.43 202,606.43

23

2016 - 104,739.76 97,866.67 202,606.43 202,606.43 2017 - 119,754.77 103,200.51 222,955.28 222,955.28 2018 - 136,630.92 108,719.50 245,350.42 245,350.42 2019 - 155,576.66 114,421.17 269,997.83 269,997.83 2020 - 176,819.00 120,302.61 297,121.61 297,121.61 2021 - 200,604.82 126,360.41 326,965.23 326,965.23 2022 - 227,202.25 132,590.59 359,792.85 359,792.85


TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 14.64% 5.48% 10.05% 10.05%



PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESAJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN LA LIBERTAD NOROESTE

AREA DE DEMANDA:


2010 6,547.08 50,643.31 65,658.45 116,301.76 122,848.84 2011 6,547.08 53,466.22 68,709.31 122,175.53 128,722.60 2012 6,547.08 56,373.96 71,856.48 128,230.44 134,777.52 2013 6,547.08 59,362.99 75,084.28 134,447.27 140,994.34 2014 6,547.08 62,421.85 78,368.67 140,790.53 147,337.60 2015 6,547.08 65,545.47 81,693.36 147,238.83 153,785.90 2016 6,547.08 68,770.21 85,089.10 153,859.31 160,406.39

24

2016 6,547.08 68,770.21 85,089.10 153,859.31 160,406.39 2017 6,547.08 72,112.63 88,563.79 160,676.43 167,223.50 2018 6,547.08 75,589.24 92,124.89 167,714.14 174,261.21 2019 6,547.08 79,216.66 95,779.43 174,996.09 181,543.16 2020 6,547.08 83,011.77 99,534.02 182,545.78 189,092.86 2021 6,547.08 86,991.83 103,394.90 190,386.72 196,933.80 2022 6,547.08 91,174.59 107,367.94 198,542.53 205,089.61


TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 5.02% 4.18% 4.56% 4.36%



PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORESAJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN TRUJILLO

AREA DE DEMANDA:


2010 48,895.11 224,648.51 357,343.16 581,991.67 630,886.78 2011 48,895.11 246,970.22 372,487.53 619,457.75 668,352.86 2012 48,895.11 271,274.21 388,314.95 659,589.16 708,484.27 2013 48,895.11 297,393.50 404,695.37 702,088.87 750,983.98 2014 48,895.11 325,112.91 421,455.26 746,568.18 795,463.29 2015 48,895.11 354,239.43 438,463.37 792,702.81 841,597.92 2016 48,895.11 384,808.25 455,840.78 840,649.03 889,544.14

25

2016 48,895.11 384,808.25 455,840.78 840,649.03 889,544.14 2017 48,895.11 416,752.85 473,584.58 890,337.44 939,232.55 2018 48,895.11 450,007.40 491,688.57 941,695.97 990,591.08 2019 48,895.11 484,505.92 510,143.23 994,649.15 1,043,544.26 2020 48,895.11 520,181.49 528,935.81 1,049,117.30 1,098,012.41 2021 48,895.11 556,965.44 548,050.30 1,105,015.74 1,153,910.85 2022 48,895.11 594,786.69 567,467.46 1,162,254.15 1,211,149.26


TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 8.45% 3.93% 5.93% 5.59%


USUARIOS MAYORESUSUARIOS MAYORES

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)

CAJAMARCA Compañía Minera Poderosa (Hidrandina) 60.00 4.79 0.83 27099.15 1.00 0.17

Cerro Corona Gold Fields La Cima (Kallpa) 13.00 19.71 18.09 152875.63 1.00 0.92

Cajabamba Minera Minaspampa 22.90 2.50 2.00 1008.00 0.95 0.80

Cajabamba Proyecto Minero "La Arena" 22.90 4.60 4.00 2016.00 0.95 0.87

La Pajuela Minera Yanacocha 4 (Termoselva) 60.00 74.37 61.64 545887.56 1.00 0.83

Puerto Antamina Puerto Antamina (Edegel) 4.16 2.46 0.64 13008.23 1.00 0.26

Chimbote - 02 Sider Norte (Edegel) 22.90 33.87 2.51 107143.10 0.81 0.07

Chimbote - 02 Sider Sur (Edegel) 60.00 30.05 10.76 153377.94 0.98 0.36

Pierina Minera Barrick Misquichilca (Egenor) 138.00 9.59 8.42 61326.98 1.00 0.88

Conococha Minera Huallanca S.A. - Contonga - San Marcos 22.90 3.50 2.65 842.40 1.00 0.76

Conococha Empresa Minera Pachapaqui 22.90 2.80 2.05 631.80 1.00 0.73

Ticapampa CIA. Minera Lincuna SAC 22.90 3.80 2.55 737.10 1.00 0.67

Santiago de Cao Trupal (Kallpa) 13.80 3.71 0.60 18398.83 0.95 0.16

SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE

SISTEMA ELÉCTRICO HUARAZ

SISTEMA ELÉCTRICO CAJAMARCA

26

Santiago de Cao Trupal (Kallpa) 13.80 3.71 0.60 18398.83 0.95 0.16

Casagrande - 02 Empresa Agroindustrial Casa Grande (Kallpa) 13.80 4.39 2.06 18682.83 0.73 0.47

Guadalupe Cementos Norte Pacasmayo (Egenor/Electroperú) 60.00 22.00 10.18 139761.40 0.99 0.46

Guadalupe Cementos Norte Pacasmayo 2 (Kallpa) 60.00 11.97 6.65 64391.35 0.99 0.56

Gaudalupe 2 Caña Dulce 22.90 5.00 3.75 26280.00 0.98 0.75

Barrick (TN) Minera Barrick Misquichilca (Alto Chicama - Egenor) 138.00 9.33 6.66 64338.63 1.00 0.71

Trujillo Norte Credisa (Egenor) 10.00 3.11 2.74 22948.64 0.90 0.88

Trujillo Norte APR Energy LLC Sucursal del Perú (Electroperú) 10.00 0.95 0.39 1950.08 0.70 0.41

Llacubamba Minera Aurifera Retamas (Egenor) 22.90 8.34 5.92 52911.01 0.99 0.71

Llacubamba Consorcio Minero Horizonte (Egenor) 22.90 7.23 4.39 50162.66 0.96 0.61

Trujillo Sur Coorporación Lindley 10.00 2.00 1.90 957.60 1.00 0.95

TOTAL AREA DE DEMANDA 270.08 161.38 1,526,736.91

Minera Minaspampa, Cliente Mayor desde 2011Proyecto Minero "La Arena", Cliente Mayor desde 2012Minera Huallanca S.A. - Contonga - San Marcos, Cliente Mayor desde 2012Empresa Minera Pachapaqui, Cliente Mayor desde 2014CIA. Minera Lincuna SAC, Cliente Mayor desde 2012Coorporación Lindley, Cliente Mayor desde 2012Caña Dulde, Cliente Mayor desde 2013

SISTEMA ELÉCTRICO LA LIBERTAD NOROESTE

SISTEMA ELÉCTRICO TRUJILLO

Factores de cada Sistema EléctricoSISTEMA ELECTRICO CAJAMARCA AT MT+BT TOTAL

SET Tensón (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS

P-323 SE Tembladera (SETEMB) 13.2 0.45 1.00 0.51 0.45 1.00 0.51

P-323 SE Tembladera (SETEMB) 2.4 0.40 0.89 0.45 0.40 0.89 0.45

P-324 SE Chilete (SECHIL) 22.9 0.43 1.00 0.89 0.43 1.00 0.89

P-320 SE Cajamarca (SECAJA) 10 0.54 1.00 0.96 0.54 1.00 0.96

P-378 SE. Elevadora Porcon 22.9 0.27 1.00 0.83 0.27 1.00 0.83

P-396 SE. La Pajuela 22.9 0.30 1.00 0.67 0.30 1.00 0.67

P-380 Sub Estacion Celendin 22.9 0.36 1.00 0.18 0.36 1.00 0.18

P-322 SE San Marcos (SESMAR) 10 0.24 1.00 0.14 0.24 1.00 0.14

P-322 SE San Marcos (SESMAR) 22.9 0.38 0.89 0.88 0.38 0.89 0.88

P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) 10 0.51 0.98 0.84 0.51 0.98 0.84

P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) 22.9 0.45 0.98 0.84 0.45 0.98 0.84

P-364 SE CH Catilluc 22.9 0.37 1.00 0.85 0.37 1.00 0.85

P-350 SE San Juan 22.9 0.54 1.00 0.96 0.54 1.00 0.96

SISTEMA ELECTRICO CHIMBOTE AT MT+BT TOTAL

SET Tensón (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS

P-328 SE Santa (SESANTA) 13.8 0.33 1.00 0.51 0.33 1.00 0.51

P-326 SE Chimbote Norte (SECHNOR) 13.8 0.56 1.00 0.95 0.56 1.00 0.95

P-329 SE Chimbote Sur (SECHSUR) 13.8 0.53 1.00 0.81 0.53 1.00 0.81

P-376 SE Trapecio (SETRAP) 13.8 0.27 1.00 0.36 0.27 1.00 0.36

P-330 SE Nepeña (SENEPE) 13.8 0.26 1.00 0.22 0.26 1.00 0.22

P-332 SE San Jacinto (SESJAC) 22.9 0.26 1.00 0.22 0.26 1.00 0.22

P-332 SE San Jacinto (SESJAC) 13.8 0.29 1.00 0.57 0.29 1.00 0.57

P-331 SE Casma (SECASMA) 22.9 0.59 1.00 0.97 0.59 1.00 0.97

0.59 1.00 0.97 0.59 1.00 0.97

27

P-331 SE Casma (SECASMA) 10 0.59 1.00 0.97 0.59 1.00 0.97

P-333 SE Huarmey (SEHUARM) 22.9 0.49 0.76 0.81 0.49 0.76 0.81

P-333 SE Huarmey (SEHUARM) 10 0.54 1.00 0.88 0.54 1.00 0.88

P-325 SE Chimbote 1 (SECHIM1) 13.8 0.39 1.00 0.58 0.39 1.00 0.58

P-344 SE Pallasca (SEPALLA) 10 0.31 0.22 0.66 0.31 0.22 0.66

P-344 SE Pallasca (SEPALLA) 22.9 0.76 1.00 0.74 0.76 1.00 0.74

P-363 SE CT Tortugas 2.3 0.76 1.00 0.74 0.76 1.00 0.74

SISTEMA ELECTRICO HUARAZ AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS

P-337 SE Shingal (SESHIN) 13.8 0.43 1.00 0.85 0.43 1.00 0.85

P-338 SE Arhuaypampa (SEARHUAY) 13.2 0.54 1.00 0.98 0.54 1.00 0.98

P-339 SE Picup (SEPICUP) 13.8 0.55 1.00 0.86 0.55 1.00 0.86

P-340 SE Ticapampa (SETICAP) 13.8 0.78 1.00 0.76 0.78 1.00 0.76

P-340 SE Ticapampa (SETICAP) 22.9 0.78 1.00 0.76 0.78 1.00 0.76

P-343 SE La Pampa (SELAPAM) 13.2 0.38 1.00 0.71 0.38 1.00 0.71

P-336 SE Huallanca (SEHUALL) 13.8 0.37 1.00 0.84 0.37 1.00 0.84

P-386 SE SIHUAS 22.9 0.38 1.00 0.92 0.38 1.00 0.92

P-386 SE SIHUAS 10 0.38 1.00 0.92 0.38 1.00 0.92

P-353 SE CH Maria Jiray Huari 1 13.8 0.43 1.00 0.85 0.43 1.00 0.85

P-358 SE CH Pomabamba 1 - Francis 10 0.43 1.00 0.85 0.43 1.00 0.85

P-357 SE CH. Pacarenca 2 - Minas 22.9 0.43 1.00 0.85 0.43 1.00 0.85

P-356 SE CH Pacarenca 1 13.8 0.38 1.00 0.71 0.38 1.00 0.71

P-355 SE Elevadora CH Maria Jiray Huari 3 22.9 0.43 0.58 0.55 0.43 0.58 0.55

P-395 SE. Elev C.H. Jambon 22.9 0.37 1.00 0.85 0.37 1.00 0.85

P-389 SE POMABAMBA 22.9 0.33 1.00 0.93 0.33 1.00 0.93

Factores de cada Sistema Eléctrico

SISTEMA ELECTRICO LA LIBERTAD NO AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS

P-308 SE Casagrandre1 (SECASA1) 10 0.57 1.00 0.92 0.57 1.00 0.92

P-309 SE Casagrandre2 (SECASA2) 13.8 0.25 0.80 0.19 0.25 0.80 0.19

P-310 SE Paijan (SEPAIJAN) 10 0.54 1.00 0.88 0.54 1.00 0.88

P-311 SE Malabrigo (SEMALAB) 10 0.13 1.00 0.08 0.13 1.00 0.08

P-316 SE Guadalupe (SEGUA) 10 0.52 0.59 0.54 0.52 0.59 0.54

P-318 SE Guadalupe 2 (SEGUA2) 10 0.61 1.00 0.91 0.61 1.00 0.91

P-319 SE Pacasmayo (SEPACA) 10 0.57 1.00 0.93 0.57 1.00 0.93

P-307 SE Stgo. Cao (SECAO) 13.8 0.36 0.90 0.90 0.36 0.90 0.90

P-307 SE Stgo. Cao (SECAO) 34.5 0.43 0.58 0.55 0.43 0.58 0.55

SISTEMA ELECTRICO TRUJILLO AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS

P-302 SE Trujillo Sur (SETSUR) - Barra A 10 0.59 0.94 0.92 0.59 0.94 0.92

P-302 SE Trujillo Sur (SETSUR) - Barra B 10 0.58 1.00 0.96 0.58 1.00 0.96

P-302 SE Trujillo Sur (SETSUR) - Barra C 10 0.57 1.00 0.93 0.57 1.00 0.93

P-305 SE Moche (SEMOCHE) 10 0.70 1.00 0.88 0.70 1.00 0.88

P-306 SE SALAVERRY 10 0.69 1.00 0.75 0.69 1.00 0.75

P-391 SE VIRU 60 10 0.43 0.89 0.47 0.43 0.89 0.47

P-391 SE VIRU 60 22.9 0.43 0.89 0.47 0.43 0.89 0.47

P-303 SE El Porvenir (SEPORV) 10 0.57 1.00 0.97 0.57 1.00 0.97

P-301 SE Trujillo Norte (SETNOR) 10 0.66 1.00 0.92 0.66 1.00 0.92

P-374 SE. Quiruvilca (SEQUIRU) 10 0.40 1.00 0.75 0.40 1.00 0.75

28

P-374 SE. Quiruvilca (SEQUIRU) 10 0.40 1.00 0.75 0.40 1.00 0.75

P-313 SE La Florida (SELAFLO) 13.8 0.29 1.00 0.73 0.29 1.00 0.73

P-314 SE Otuzco (SEOTUZCO) 13.8 0.39 1.00 0.83 0.39 1.00 0.83

P-315 SE Charat (SECHARAT) 13.2 0.39 1.00 0.95 0.39 1.00 0.95

P-352 SE Huamachuco 22.9 0.33 1.00 0.83 0.33 1.00 0.83

P-388 SE CHAO 10 0.20 1.00 0.70 0.20 1.00 0.70

P-387 SE TAYABAMBA 22.9 0.35 1.00 0.92 0.35 1.00 0.92

P-390 SE LLACUABAMBA 22.9 0.58 0.72 0.92 0.58 0.72 0.92

P-383 SE TRUJSUR-01 34.5 0.59 1.00 0.71 0.59 1.00 0.71

P-312 SE Motil (SEMOTIL) 33 0.60 1.00 0.84 0.60 1.00 0.84

P-375 SE. Motil Pueblo (SEMOTILP) 10 0.62 1.00 0.98 0.62 1.00 0.98

P-379 S.E. Santa Cecilia 22.9 0.30 1.00 0.67 0.30 1.00 0.67

P-392 SE PORVENIR Elevadora 22.9kV 22.9 0.51 1.00 0.84 0.51 1.00 0.84

P-397 SE. Los Pinos 22.9 0.40 1.00 0.75 0.40 1.00 0.75

(1) Estos valores corresponden a todo el año representativo. Deberán ser sustentados en el Estudio y corresponder a la información reportada con el Formato F-102

Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Barra MT (MW)PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE BARRAS MT (MW)

USUARIOS MENORES (2)

AREA DE DEMANDA: 3 Y 6(HUARMEY)1

SISTEMAS ELÉCTRICOSPotencia (MW) (1)

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


SET TENSION (kV)

P-323 SE Tembladera (SETEMB) 13.2 0.29 0.31 0.33 0.35 0.37 0.39 0.41 0.43 0.46 0.48 0.51 0.53 0.56


P-324 SE Chilete (SECHIL) 22.9 2.61 2.78 2.95 3.13 3.32 3.51 3.71 3.91 4.12 4.35 4.58 4.82 5.07

P-320 SE Cajamarca (SECAJA) 10 18.94 20.13 21.37 22.67 24.01 25.39 26.82 28.30 29.85 31.45 33.12 34.87 36.69

P-378 SE. Elevadora Porcon 22.9 0.29 0.31 0.33 0.35 0.37 0.39 0.41 0.44 0.46 0.49 0.51 0.54 0.57

P-396 SE. La Pajuela 22.9 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03

P-380 Sub Estacion Celendin 22.9 1.91 2.03 2.15 2.28 2.42 2.56 2.70 2.85 3.01 3.17 3.34 3.51 3.70

P-322 SE San Marcos (SESMAR) 10 0.84 0.90 0.95 1.01 1.07 1.13 1.19 1.26 1.33 1.40 1.48 1.55 1.63

P-322 SE San Marcos (SESMAR) 22.9 0.37 0.40 0.42 0.45 0.48 0.50 0.53 0.56 0.59 0.62 0.66 0.69 0.73

P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) 10 0.82 0.87 0.92 0.98 1.03 1.09 1.15 1.22 1.28 1.35 1.43 1.50 1.58

P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) 22.9 0.36 0.38 0.41 0.43 0.46 0.48 0.51 0.54 0.57 0.60 0.63 0.66 0.70

P-364 SE CH Catilluc 22.9 0.11 0.12 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.16 0.17 0.18 0.19 0.20 0.21

P-350 SE San Juan 22.9 0.89 0.95 1.01 1.07 1.13 1.19 1.26 1.33 1.40 1.48 1.56 1.64 1.73

29

TOTAL Sistema Eléctrico CAJAMARCA 27.83 29.56 31.36 33.24 35.18 37.18 39.26 41.41 43.64 45.97 48.40 50.93 53.57


SET TENSION (kV)

P-328 SE Santa (SESANTA) 13.8 10.87 11.36 11.86 12.38 12.91 13.45 14.00 14.56 15.14 15.73 16.32 16.93 17.55

P-326 SE Chimbote Norte (SECHNOR) 13.8 17.52 18.27 19.04 19.84 20.65 21.48 22.32 23.18 24.06 24.95 25.86 26.79 27.73

P-329 SE Chimbote Sur (SECHSUR) 13.8 10.01 10.43 10.86 11.31 11.77 12.23 12.71 13.19 13.68 14.18 14.69 15.21 15.74

P-376 SE Trapecio (SETRAP) 13.8 26.56 27.74 28.97 30.24 31.54 32.86 34.20 35.57 36.98 38.41 39.87 41.36 42.87

P-330 SE Nepeña (SENEPE) 13.8 4.58 4.79 5.00 5.22 5.45 5.68 5.92 6.16 6.40 6.65 6.91 7.17 7.44

P-332 SE San Jacinto (SESJAC) 22.9 1.11 1.16 1.21 1.26 1.31 1.36 1.41 1.47 1.52 1.58 1.63 1.69 1.75


P-331 SE Casma (SECASMA) 22.9 1.27 1.32 1.38 1.44 1.50 1.56 1.62 1.69 1.75 1.82 1.88 1.95 2.02

P-331 SE Casma (SECASMA) 10 3.33 3.47 3.63 3.78 3.94 4.10 4.26 4.43 4.60 4.78 4.96 5.14 5.32

P-333 SE Huarmey (SEHUARM) 22.9 0.61 0.64 0.67 0.70 0.73 0.76 0.79 0.82 0.86 0.89 0.92 0.96 0.99

P-333 SE Huarmey (SEHUARM) 10 2.29 2.39 2.49 2.60 2.71 2.82 2.93 3.04 3.16 3.28 3.40 3.52 3.65

P-325 SE Chimbote 1 (SECHIM1) 13.8 0.80 0.83 0.87 0.91 0.95 0.99 1.03 1.07 1.11 1.15 1.20 1.24 1.29

P-344 SE Pallasca (SEPALLA) 10 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02

P-344 SE Pallasca (SEPALLA) 22.9 7.18 7.51 7.86 8.21 8.57 8.94 9.32 9.70 10.10 10.50 10.91 11.33 11.75

P-363 SE CT Tortugas 2.3 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02

TOTAL Sistema Eléctrico CHIMBOTE 88.64 92.51 96.55 100.72 104.98 109.30 113.71 118.21 122.81 127.50 132.28 137.15 142.11

Demanda de Potencia Coincidente a Nivel del Sistema Eléctrico (MW)PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SISTEMA ELECTRICO (MW)




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


SET TENSION (kV)






P-396 SE. La Pajuela 22.9 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02






30

P-364 SE CH Catilluc 22.9 0.09 0.09 0.10 0.11 0.11 0.12 0.12 0.13 0.14 0.15 0.15 0.16 0.17

P-350 SE San Juan 22.9 0.85 0.90 0.95 1.01 1.07 1.13 1.20 1.26 1.33 1.41 1.48 1.56 1.64



SET TENSION (kV)















P-363 SE CT Tortugas 2.3 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02


Potencia Coincidente con la Máxima Demanda del SEINPROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN (MW)




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


SET TENSION (kV)






P-396 SE. La Pajuela 22.9 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02






31

P-364 SE CH Catilluc 22.9 0.09 0.10 0.11 0.11 0.12 0.12 0.13 0.14 0.15 0.15 0.16 0.17 0.18

P-350 SE San Juan 22.9 0.85 0.91 0.96 1.02 1.08 1.14 1.21 1.27 1.34 1.42 1.49 1.57 1.65



SET TENSION (kV)















P-363 SE CT Tortugas 2.3 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02


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

SET MAT/AT(/MT)SET TRUJILLO NORTE AT-31-211 y AT-12-211 MAX. DEM. (1) 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 9.83 Usuario Mayor

REP 220/138 kV P INST (ONAN) (2) 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 200.00 Minera Barrick Misquichilca (Alto Chicama)

Lado 138 kV FACTOR DE USO 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5%

SET TRUJILLO NORTE TP-A010 MAX. DEM. (1) 22.53 23.70 24.97 26.30 27.69 29.14 30.63 32.19 33.79 35.44 37.14 38.88 40.67 Usuario Mayor

REP 138/24/10.5 kV P INST (ONAN) (2) 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 62.70 Credisa

Lado 10.5 kV FACTOR DE USO 36% 38% 40% 42% 44% 46% 49% 51% 54% 57% 59% 62% 65% APR Energy LLC Sucursal del Perú

SET TRUJILLO SUR TP-A026 MAX. DEM. (1) 30.54 32.34 34.26 36.28 38.40 40.58 42.85 45.20 47.62 50.12 52.68 55.31 58.00

138/10 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 TRUJILLO SUR TP-A027 MAX. DEM. (1) 7.22 14.03 14.56 21.43 22.02 22.63 23.27 23.92 24.61 25.31 26.04 26.78 27.54 Usuario Mayor

138/10 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 Corporacion Lindley



138/60/10 kV P INST (2) 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00


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138/60/10 kV P INST (2) 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00



138/60/10 kV P INST (2) 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00


SET PORVENIR TP-A025 MAX. DEM. (1) 24.44 25.84 27.35 28.93 30.57 32.27 34.04 35.85 37.73 39.66 41.64 43.67 45.75

138/10 kV P INST (2) 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00


SET MOTIL TP-A029 MAX. DEM. (1) 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28

138/33 kV P INST (2) 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40


SET MOTIL TP-A029 MAX. DEM. (1) 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28 6.28

138/33 kV P INST (2) 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40


SET TAYABAMBA TP-A044 MAX. DEM. (1) 1.20 1.26 1.31 1.37 1.42 1.48 1.54 1.60 1.66 1.73 1.79 1.86 1.92

138/22.9/6.9 kV P INST (ONAN) (2) 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30


SET TAYABAMBA TP-A044 MAX. DEM. (1) 1.20 1.26 1.31 1.37 1.42 1.48 1.54 1.60 1.66 1.73 1.79 1.86 1.92

138/22.9/6.9 kV P INST (ONAN) (2) 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30

Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 13% 14% 14% 15% 15% 16% 17% 17% 18% 19% 19% 20% 21%

SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO – HIDRANDINA

Año 2010

Entró el 23 de Diciembre 2010 la nueva línea de transmisión Trujillo Norte –Trujillo Noroeste 138 kV AAAC 240 mm2 de 6 km de longitud.

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longitud.

Entró la nueva SET Trujillo Noroeste con nuevo transformador 138/22.9/10 kV 60/24/36 MVA (ONAF).

Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART.

Año 2011

•Se retira el transformador 66/13.8 kV 5 MVA (ONAF) de la SET Ticampampa y se rota a la SET Carhuaz. Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/13.8 kV 3 MVA. Entra nueva adquisición de transformador 66/22.9/13.8 kV de 9/5/7 MVA (ONAF) a la SET Ticapampa el 29 Junio 2011. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para la SET Carhuaz en el año 2009, pero en nivel de tensión 66/13.8 kV.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kV de 6.5 MVA (ONAF) de la SET Trujillo Sur 01 el día 21 de Agosto 2011. Entra transformador rotado de 10 MVA desde la SET Malabrigo.


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•Se retira y pasa a reserva transformador 66/13.8 kV 2.5 MVA de la SET Carhuaz. Entró transformador rotado 66/13.8 kV 5 MVA (ONAF) desde la SET Ticapampa.

•Para evitar sobrecarga del transformador 34.5/10 kV 2 MVA de la SET Casagrande 01, se transfiere el 50% de la carga del alimentador CG002 Chocope a la SE Paijan.

•Se retiran y pasan a reserva los transformadores 33/10 kV 0.8 MVA y 13.8/10 kV 1.25 MVA de la SET La Florida. La adquisición se realizó por falla de transformador existente. Entra nueva adquisición de transformador 33/13.8 kV 3 MVA.

Año 2011

Entra nueva línea de transmisión Pomabamba – Huari 60 kV AAAC 120 mm2 de 74.18 km de longitud.

Entra nueva SET Huari con nuevo


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Entra nueva SET Huari con nuevo transformador 60/22.9/10 kV 9/9/3 MVA (ONAF).

Estos proyectos fueron puestos en servicio el 21 de Junio 2011.

Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2011 para el MINEM.

Año 2011

Entra nueva línea de transmisión Chimbote 1 – Santa 138 kV AAAC 240 mm2 de 8.4 km de longitud.

Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el


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por el OSINERGMIN GART en el año 2010.

Se deja fuera de servicio la línea de transmisión L-1116 Chimbote 2 – Santa 138 kV de 7.47 km de longitud.

Año 2012

•Entra transformador 138/13.8/7.2 kV 12/12/4 MVA (ONAF), devanado de 22.9 kV implementado a 13.8 kV, en la SET Trapecio de su misma reserva y asume la carga de los alimentadores TRA005 San Juan y TRA006 Meiggs.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 138/10 kV 26 MVA (ONAF) de la SET Porvenir. Entra adquisición de transformador 138/22.9/10 kV 50/37.5/25 MVA (ONAF), el cual está en estudio definitivo, con la finalidad que las nuevas cargas se atiendan en 22.9 kV. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para la SET Malabrigo en el año 2010, pero en nivel de tensión 138/10 kV. Se retrasa el cambio de transformador en la SET Malabrigo para el año 2013, el cual acompaña el proyecto de cambio de tensión de la línea Santiago de Cao –


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año 2013, el cual acompaña el proyecto de cambio de tensión de la línea Santiago de Cao –Malabrigo.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kV 3 MVA (ONAF) de la SET Moche. Entra transformador rotado 6.5 MVA desde la reserva de la SET Trujillo Sur 01 a SET Moche.

Año 2012

Entra nueva línea de transmisión Virú – Chao 60 kV AAAC 120 mm2 de 20.78 km de longitud. Entra nueva SET Chao con nuevo transformador 60/22.9/10 kV 15/15/4 MVA (ONAF).


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15/15/4 MVA (ONAF).

Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART en el año 2010.

Año 2012

Entra nueva línea de transmisión Ticapampa – Conococha 66 kV AAAC 177 mm2 de 47 km de longitud.

Ampliación de la SET Conococha con nuevo transformador 220/66/22.9 kV


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nuevo transformador 220/66/22.9 kV 50/40/20 MVA (ONAF).

Año 2012

•Entra nuevo transformador 220/60/22.9 kV 50/40/20 MVA (ONAF) en la SET Cajamarca Norte. La implementación de la barra partida fue realizada el año 2011. Esta inversión había sido aprobada en la regulación anterior, programada para su ingreso solo el año 2013. Por la coyuntura del sistema eléctrico del norte del país se emitió la RM 198-2011-MEM/DM, que en su Art. 3 dispone que Hidrandina instale ese transformador en la zona de Cajamarca. El inicio de línea en la SET Cajamarca Norte pasa de la celda 60 kV del transformador de Conenhua al nuevo transformador de Hidrandina. Se pone en servicio la línea de transmisión existente L-6046 Cajamarca Norte – Cajamarca.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/10 kV 0.63 MVA de la SET Porcón y se


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•Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/10 kV 0.63 MVA de la SET Porcón y se transfiere el alimentador CNH001 al nuevo transformador en la SET Cajamarca Norte de propiedad de Hidrandina.

•Se retira y pasa a la reserva el transformador 138/13.8 kV 33.33 MVA (ONAF) de la SET Santa. Este transformador presenta riesgo por incremento de pérdida de celulosa y término de vida útil, pasará a overhauling. Entra nueva adquisición de transformador 138/22.9/13.8 kV 25/13/18 MVA (ONAF). La demanda en esta SET en el año 2022 alcanza el valor de 17.6 MW.

Año 2012

•Entra como reserva nuevo transformador 138/22.9/10 kV 60/24/36 MVA (ONAF) en la SET Trujillo Noroeste. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2010.

•Entra la carga minera La Arena con 2 MW en la barra 22.9 kV de la SET Huamachuco existente.

•Entra nuevo banco de capacitores de 5.5 MVAR (1.9 + 3.6 MVAR) en la barra 22.9 kV de la SET Cajabamba. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2010.


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2010.

•Entra la carga de la Minera Lincuna en la barra 22.9 kV de la SET Ticapampa con 2 MW.

•Entran nuevos bancos de 3 MVAR (2x1.5 MVAR) en la barra 13.8 kV SET Huaraz 22.9 kV y 3 MVAR (2x1.5 MVAR) en la barra 13.8 kV SET Ticapampa.

Año 2013

Entra nueva SET Huamachuco con transformador 220/60/22.9 kV 36/15/30 MVA, la cual estaría implementada abriendo la línea de transmisión L-2272/L-2274 Kiman Ayllu – Cajamarca Norte.

Esto genera un nuevo punto de suministro y permite el desarrollo de


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suministro y permite el desarrollo de nuevos sistemas eléctricos en la zona.

Se transfieren las cargas de la zona de Huamachuco que inicialmente estaban alimentadas en 22.9 kV en la SET Cajabamba hacia la nueva SET Huamachuco.

Entra la carga minera La Arena con 4.4 MW en la barra 22.9 kV de la nueva SET Huamachuco.

Año 2013

Se implementa el cambio tensión de la línea de transmisión Santiago de Cao – Malabrigo de 34.5 kV a 138 kV AAAC 240 mm2 de 41.36 km de longitud.

Esta inversión había sido aprobada por


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Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2010.

Se abre la línea Paiján – Malabrigo 34.5 kV en el extremo de barra ubicado en la SET Paiján.

Se alivia la sobrecarga del transformador 37 MVA (ONAF) de la SET Santiago de Cao en el año 2013.

Año 2013

Ingreso de nueva línea de transmisión Trujillo Oeste – Trujillo Sur Oeste – Trujillo Sur 138 kV AAAC 240 mm2 de 22.2 km de longitud, usando servidumbre de la parte de la línea existente Trujillo Sur – Viru 60 kV (6.8 km).

Esto permite generar un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N – 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una


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que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW).

Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2011, no obstante la longitud de la línea aumentó (inicialmente 8.32 km de longitud) para los fines convenientes de la nueva.

Entra nueva SET Trujillo Suroeste ubicada próxima a la SET Moche.

Año 2013

•La SET Pallasca se encuentra situada en una falla geológica y se preveía su reubicación al centro de carga de su área de influencia, el cual no está bajo la influencia de la falla. No obstante, las cargas importantes mineras se encontraban en esta área las cuales movían el centro de carga hacia Huamachuco. Debido que existe una sobrecarga del transformador de la SET Cajabamba provocado por el ingreso de estos proyectos mineros se hace necesario el ingreso de la nueva SET Huamachuco, para esto no se reubica a la SET Pallasca cuyas labores de mantenimiento para estabilización del terreno serán realizados por la empresa.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 66/22.9/10 kV 9/9/2.6 MVA (ONAF) de la SET Pallasca. Entra nueva adquisición de transformador 60/22.9/10 kV 15/15/2 MVA a la SET


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Pallasca. Entra nueva adquisición de transformador 60/22.9/10 kV 15/15/2 MVA a la SET Pallasca. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el 2010.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kV 15 MVA (ONAF) de la SET Malabrigo. Entra nuevo transformador 138/22.9/10 kV 50/37.5/25 MVA (ONAF). La carga de los alimentadores de la SET Malabrigo se transfieren a este transformador.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/13.8 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET Casagrande 02. Entra nuevo transformador 34.5/13.8 kV 15 MVA.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/10 kV 0.63 MVA (ONAF) de la SET Sihuas. Entra nuevo transformador 22.9/10 kV 1.5 MVA (ONAF).

Año 2013

•Se retira y rota el transformador 138/60/10 kV 60/24/36 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Sur hasta la nueva SET Trujillo Suroeste. Desde la SET Trujillo Suroeste se alimentará a la SET Viru en 60 kV considerando la adaptación de la línea Trujillo Sur – Viru (retiro de 6.8 km de línea). Se adaptará la línea Trujillo Sur – Moche – Salaverry 34.5 kV a la ubicación de la SET Suroeste con el retiro de aproximadamente 7.2 km de línea desde la SET Trujillo Sur. Los alimentadores de la SET Moche y SET Salaverry en 10 kV adaptan su salida desde la SET Suroeste. Adicionalmente se transfiere el alimentador TSU009 El Bosque desde la barra A hacia la barra C de la SET Trujillo Sur. Se transfiere el alimentador TSU012 Industrial Sur –Moche desde la barra C de la SET Trujillo Sur hacia la SET Trujillo Suroeste en 10 kV.

•Se rota el transformador 34.5/10 kV 10 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Sur 01 a la nueva


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•Se rota el transformador 34.5/10 kV 10 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Sur 01 a la nueva SET Trujillo Suroeste, desde este punto se alimenta el eje Moche – Salaverry.

•Entra transformador rotado de reserva 138/22.9/10 kV 60/24/36 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Noroeste hasta la SET Trujillo Sur.

Año 2013

•Se retira y por obsolescencia se da de baja el transformador de 138/10 kV de 30 MVA de la SET Trujillo Sur barra C. Entra nuevo transformador de 138/22.9/10 kV 30/15/30 MVA (ONAF) y la carga de Lindley se atiende a 22.9 kV (inicialmente estaba conectada en 10 kV con un transformador 22.9/10 kV).

•Se implementa cambio de tensión de la línea Guadalupe 02 - Guadalupe en 60 kV AAAC 120 mm2 de 13.2 km de longitud. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2010. Se reubica la SET Guadalupe 02 a 5.1 km de la SET Guadalupe 02 existente.•Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kV en la SET Guadalupe 02. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 25/15/15 MVA (ONAF). Se conecta la carga Caña Dulce en 22.9 kV con 5 MW.


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kV con 5 MW.

Año 2014

•Se retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 5 MVA (ONAF) de la SET Pacasmayo. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 10/5/8 MVA y desde este año se atenderán clientes mayores en 22.9 kV.

•Se desactiva la SET Moche, se retira y pasa a reserva el transformador 33/10 kV 6.5 MVA (ONAF). Se transfiere los alimentadores de la SET Moche (MOC001 Miramar y MOC002 Moche Delicias) hacia la barra 10 kV de la SET Trujillo Suroeste, se adaptan los alimentadores.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kV 2 MVA (ONAF) de la SET Casagrande 01. Entra nuevo transformador 34.5/10 kV 5 MVA (ONAF).


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•Se retira y pasa a reserva el transformador 138/66/13.8 kV 31/18/13 MVA (ONAF) en la SET Chimbote Sur. Entra nuevo transformador 138/22.9/13.8 kV kV 30/10/18 MVA (ONAF).

•Entra segunda terna de línea Trujillo Norte – Porvenir 138 kV AAAC 185 mm2 de 11.85 km de longitud. Esto permite descongestionar esta línea y ante contingencias N – 1 permite una transmisión de potencia con capacidad suficiente para la ciudad de Trujillo.

•Se retira y pasa a reserva el transformador 66/22.9/13.8 kV de 9/5/7 MVA (ONAF) de la SET Ticapampa. Entra nuevo transformador 66/22.9/13.8 kV 25/25/13 MVA (ONAF) en la SET Ticapampa.

Año 2015

Entra nueva línea de transmisión Derivación Cajamarca – Cajamarca Nueva 60 kV AAAC 150 mm2 de 2.6 km de longitud.

Entra nueva SET Cajamarca Nueva


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Entra nueva SET Cajamarca Nueva con nuevo transformador de 60/22.9/10 kV 20/5/18 MVA (ONAF) y se transfiera la carga de los alimentadores CAJ003 Cajamarca 3, CAJ004 Cajamarca 4 y CAJ007 Cajamarca 7 desde la SET Cajamarca hacia la SET Cajamarca Nueva.

Año 2015

•Se retira y pasa a reserva el transformador 66/13.8 kV 5 MVA (ONAF) de la SET Caraz. Entra transformador rotado 66/22.9/13.8 kV de 9/5/7 MVA (ONAF) desde la SET Ticapampa hacia la SET Caraz.

•Entra nuevo banco de capacitores de 3x1.2 MVAR en la barra 22.9 kV de la SET Pallasca.


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Año 2017

•Se retira y pasa a reserva el transformador 66/13.8 kV 20 MVA (ONAF) de la SET Huaraz. Entra nuevo transformador de 66/22.9/13.8 kV 30/5/25 MVA (ONAF). Las nuevas demandas se atenderían en la barra 22.9 kV.


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Inversiones posteriores a la regulación 2013 – 2017

•El ingreso de la SET Trujillo Suroeste retrasa la inversión de cambio de tensión en 60 kV de la línea del eje Moche – Salaverry, presentando tensiones en la dentro de las tolerancias permitidas en la SET Salaverry con demandas que llegan a 3.3 MW en el 2022.

•El ingreso de la conexión de Ticapampa y Conococha retrasa la inversión de un nuevo transformador en la SET Huallanca para independizar el eje Carhuaz – Caraz – Huaraz –Ticapampa del transformador de propiedad de Egenor.


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•El sistema Pacarenca se interconecta a la SET Conococha en este periodo con alimentadores de 22.9 kV.

•El ingreso de la nueva SET Chimbote Nuevo se retrasa debido a que si bien la demanda en la zona aumenta en forma significativa, existen inversiones realizadas para el aumento de la capacidad de la SET Chimbote Sur. Adicionalmente a esto se confirma que la demanda en la zona (SET Nepeña y Trapecio) es del tipo estacional (incorporación de industrias pesqueras en ciertos intervalos de tiempo), lo cual no permite el ingreso de una nueva SET en Chimbote.

TOTAL

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

2010 12 23 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Trujillo Norte SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE 350,027.74

2010 12 23 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE 218,466.44



2010 12 23 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/10 kV, 60/24/36 MVA SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE 2,054,983.64

2010 12 23 HIDRANDINA Ln Trujillo Norte – Trujillo Noroeste 138 kV 462,334.62

2011 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Santa SET MAT/MAT CHIMBOTE-01 288,613.58

2011 10 30 HIDRANDINA Ln Chimbote 1 – Santa 138 kV 315,350.68

2011 6 29 HIDRANDINA Transf. Potencia 66/22.9/13.2 kV, 9/5/7 MVA (Rotado a Caraz 2015) SET AT/MT TICAPAMPA 505,543.46

2011 6 21 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT HUARI 67,033.18

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

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2011 6 21 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT HUARI 44,643.67

2011 6 21 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a SE Pomabamba SET AT/MT HUARI 259,031.62

2011 6 21 HIDRANDINA Transformador de Potencia SET AT/MT HUARI 753,781.22

2011 6 21 HIDRANDINA Ln Pomabamba – Huari 60 kV 3,614,491.71

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE 355,805.68

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE 47,971.79

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a Cajamarca SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE 185,374.02

2012 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 220/60/22,9 kV, 50/40/20 MVA SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE 2,264,713.63

2012 10 30 HIDRANDINA Celda Compensador SET AT/MT CAJABAMBA 51,407.72

2012 10 30 HIDRANDINA Banco de Compensador 22.9 kV, 5.5 MVAr SET AT/MT CAJABAMBA 71,462.91

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/MT PORVENIR 81,207.45

2012 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/10 kV, 50/37.5/25 MVA SET MAT/MT PORVENIR 1,570,009.80


2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Chao SET AT/MT VIRU 168,999.09

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT CHAO 47,588.84

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a SE Virú SET AT/MT CHAO 215,804.52

2012 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 15/15/4 MVA ONAF SET AT/MT CHAO 877,055.57

2012 10 30 HIDRANDINA Ln Virú – Chao 60 kV 649,500.30

2012 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/10 kV, 60/24/36 MVA (RESERVA) SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE 2,054,983.64

2012 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/13.8 kV, 25/13/18 kV SET MAT/MT SANTA 1,081,752.97

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea L-1129 SET MAT/MT TRAPECIO 288,613.58

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador TP-A007 SET MAT/MT TRAPECIO 180,135.38

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador (TP-Reserva entra en oper.) SET MAT/MT TRAPECIO 180,135.38

TOTAL


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2012 10 30 HIDRANDINA Celda Compensador SET AT/MT HUARAZ 38,871.53

2012 10 30 HIDRANDINA Banco de Compensadores 13.8 kV, 2x1.5 MVAR SET AT/MT HUARAZ 53,618.92

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea L-6681 SET AT/MT TICAPAMPA 199,429.28

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Conococha SET AT/MT TICAPAMPA 199,429.28

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT TICAPAMPA 151,115.23

2012 10 30 HIDRANDINA Celda Compensador SET AT/MT TICAPAMPA 38,767.24

2012 10 30 HIDRANDINA Banco de Compensadores 13.8 kV, 2x1.5 MVAR SET AT/MT TICAPAMPA 53,475.06

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT CONOCOCHA 375,551.36

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT CONOCOCHA 47,332.95

2012 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a Ticapampa SET AT/MT CONOCOCHA 186,012.85

2012 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 220/60/22.9 kV, 50/40/20 MVA ONAF SET AT/MT CONOCOCHA 2,327,350.11

2012 10 30 HIDRANDINA Ln Ticapampa – Conococha 60 kV 2,756,614.39

TOTAL


2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea L-2272 SET MAT/AT HUAMACHUCO 659,972.00

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea L-2274 SET MAT/AT HUAMACHUCO 659,972.00

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/AT HUAMACHUCO 473,396.07

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/AT HUAMACHUCO 63,826.01

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador SET MAT/AT HUAMACHUCO 246,638.36

2013 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 220/60/22.9 kV, 36/15/30 MVA ONAF SET MAT/AT HUAMACHUCO 2,540,140.93

2013 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/10 kV, 30/15/30 MVA SET MAT/AT TRUJILLO SUR 1,210,250.41

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Trujillo Noroeste SET MAT/AT TRUJILLO SUR OESTE 633,673.33

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Trujillo Sur SET MAT/AT TRUJILLO SUR OESTE 633,673.33

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/AT TRUJILLO SUR OESTE 395,501.09


60



2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Trujillo Suroeste SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE 350,027.74

2013 10 30 HIDRANDINA Ln Trujillo Noroeste – Trujillo Suroeste 138 kV 633,234.30

2013 10 30 HIDRANDINA Ln Trujillo Suroeste - Trujillo Sur 138 kV 303,952.46

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Malabrigo SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO 288,613.58

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea de L-1118 SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO 288,613.58

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador TP-A028 SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO 180,135.38

2013 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 34.5/13.8 kV, 15 MVA SET AT/MT CASAGRANDE 2 339,565.93

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a SE Santiago de Cao SET MAT/MT MALABRIGO 288,613.58

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/MT MALABRIGO 81,207.45

2013 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/10 kV, 50/37.5/25 MVA SET MAT/MT MALABRIGO 1,570,009.80

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Guadalupe 02 SET MAT/AT GUADALUPE 173,533.31

2013 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a SE Guadalupe SET AT/MT GUADALUPE-02 163,155.16

2013 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 25/15/15 MVA SET AT/MT GUADALUPE-02 884,281.04

2013 10 30 HIDRANDINA Ln Guadalupe - Guadalupe 02 60 kV 422,864.51

2013 10 30 HIDRANDINA Ln Santiago de Cao – Malabrigo 138 kV 1,746,038.04

2013 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 15/15/2 MVA ONAF SET AT/MT PALLASCA 672,401.02

2014 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT TICAPAMPA 46,593.00

2014 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/13.8 kV, 25/25/13 MVA SET AT/MT TICAPAMPA 817,445.11

2014 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE El Porvenir SET MAT/MT TRUJILLO NORTE (REP) 359,012.74

2014 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea a SE Trujillo Norte SET MAT/MT PORVENIR 288,613.58

2014 10 30 HIDRANDINA Ln Trujillo Norte - El Porvenir 138 kV 913,110.87

2014 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 34.5/10 kV, 5 MVA ONAF SET AT/MT GUADALUPE-01 203,022.30

2014 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT PACASMAYO 78,873.41

TOTAL



61

2014 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT PACASMAYO 78,873.41

2014 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 10/5/8 MVA SET AT/MT PACASMAYO 524,249.25

2014 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET MAT/MT CHIMBOTE SUR 81,207.45

2014 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22.9/13.8 kV 30/10/18 MVA SET MAT/MT CHIMBOTE SUR 1,210,250.41

2015 10 30 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador SET AT/MT CAJAMARCA NUEVA 224,227.57

2015 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformación SET AT/MT CAJAMARCA NUEVA 114,604.87

2015 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformación SET AT/MT CAJAMARCA NUEVA 71,354.97

2015 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 20/5/18 MVA ONAF SET AT/MT CAJAMARCA NUEVA 1,169,521.70

2015 10 30 HIDRANDINA Ln Der. Cajamarca - Cajamarca Nueva 60 kV 192,537.90

2015 10 30 HIDRANDINA Celda Compensador SET AT/MT PALLASCA 34,808.63

2015 10 30 HIDRANDINA Banco de Compensadores 10 kV, 3x1.2 MVAR SET AT/MT PALLASCA 52,977.77

2017 10 30 HIDRANDINA Celda de Transformador SET AT/MT HUARAZ 151,521.76



2017 10 30 HIDRANDINA Transformador de Potencia 66/22.9/13.8 kV, 30/5/25 MVA SET AT/MT HUARAZ 1,026,619.37

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 HIDRANDINA.

• 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.

62

RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

Titular HIDRANDINA INVERSION INVERSION ACUMULADA

AÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2010 12 812 362.36 0.00 0.00 2 437 061.41 3 249 423.77 812 362.36 0.00 0.00 2 437 061.41 3 249 423.77

2011 06 0.00 0.00 3 614 491.71 1 630 033.15 5 244 524.86 812 362.36 0.00 3 614 491.71 4 067 094.55 8 493 948.63

2011 10 603 964.27 0.00 0.00 0.00 603 964.27 1 416 326.63 0.00 3 614 491.71 4 067 094.55 9 097 912.89

2012 10 288 613.58 2 805 893.33 3 973 972.33 9 731 611.20 16 800 090.45 1 704 940.21 2 805 893.33 7 588 464.05 13 798 705.76 25 898 003.34

2013 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 704 940.21 2 805 893.33 7 588 464.05 13 798 705.76 25 898 003.34

COSTOS DE INVERSIÓN

63

2013 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 704 940.21 2 805 893.33 7 588 464.05 13 798 705.76 25 898 003.34

2013 05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 704 940.21 2 805 893.33 7 588 464.05 13 798 705.76 25 898 003.34

2013 10 6 486 383.96 4 134 461.92 596 397.82 5 181 467.07 16 398 710.77 8 191 324.17 6 940 355.24 8 184 861.87 18 980 172.83 42 296 714.11

2014 10 1 560 737.20 0.00 0.00 2 961 640.92 4 522 378.12 9 752 061.37 6 940 355.24 8 184 861.87 21 941 813.75 46 819 092.23

2015 10 0.00 0.00 192 537.90 1 667 495.50 1 860 033.41 9 752 061.37 6 940 355.24 8 377 399.77 23 609 309.25 48 679 125.64

2017 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 9 752 061.37 6 940 355.24 8 377 399.77 23 609 309.25 48 679 125.64

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

RESUMEN DE COYM US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

Titular HIDRANDINA COYM COYM ACUMULADO

AÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2010 12 27 701.56 0.00 0.00 83 594.63 111 296.18 27 701.56 0.00 0.00 83 594.63 111 296.18

2011 06 0.00 0.00 115 302.29 53 438.69 168 740.97 27 701.56 0.00 115 302.29 137 033.32 280 037.16

2011 10 20 595.18 0.00 0.00 0.00 20 595.18 48 296.74 0.00 115 302.29 137 033.32 300 632.34

64

2012 10 9 841.72 83 218.75 127 833.77 322 386.85 543 281.09 58 138.46 83 218.75 243 136.05 459 420.16 843 913.43

2013 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 58 138.46 83 218.75 243 136.05 459 420.16 843 913.43

2013 05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 58 138.46 83 218.75 243 136.05 459 420.16 843 913.43

2013 10 215 113.95 126 311.49 19 800.41 175 477.31 536 703.16 273 252.41 209 530.24 262 936.46 634 897.48 1 380 616.59

2014 10 53 221.14 0.00 0.00 99 517.82 152 738.96 326 473.55 209 530.24 262 936.46 734 415.30 1 533 355.55

2015 10 0.00 0.00 6 141.96 56 724.43 62 866.39 326 473.55 209 530.24 269 078.42 791 139.73 1 596 221.94

2017 04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 326 473.55 209 530.24 269 078.42 791 139.73 1 596 221.94

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN

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

65

período 2013-2017

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

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ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE · PDF fileb. Prueba de significancia individual 12 Se ha empleado la prueba t, ... 2012 1 405 682.33 1 334 188.20 1 457 258.39 1 345 207.04