ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN. Aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión período

Transcripción

1 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión período Ph.D. Ing. Manfred F. Bedriñana Aronés 1

2 OBJETIVO 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 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

3 MARCO 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 OS/CD). Esta modificación permite la reevaluación de los proyectos de inversión que fueron realizados y no aprobados hasta el Disposiciones Transitorias (Resolución N OS/CD) Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período , 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 , 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. 3

4 ORGANIZACIÓN ELECTRODUNAS 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 Pisco Nasca Chincha Huaytará Chocorvos. 4

5 5

6 SISTEMAS ELÉCTRICOS ELECTRODUNAS está ubicado en el área de demanda 8 y 5 (Sistema Eléctrico Huaytará Chocorvos), otras empresas comparten área de demanda: ESTRUCTURA SICOM Agrupación GART Sistema Eléctrico de Distribución (SE) 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 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 6

7 CLIENTES LIBRES Clasificación de clientes libres que son usuarios mayores (Máxima Demanda mayor que 2.5 MW) usando la base de datos SICLI - año SICOM Solo instalaciones de las empresas incorporadas al estudio, ubicadas en las áreas de demanda 8 y 5. SICLI Sistema Eléctrico de Distribución (SE) Cliente Libre 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 ICA Egenor _ SEIN CL0290 CREDISA PISCO ICA Electro Dunas SE0043 Chincha ST2 SEIN CL0039 CENTINELA ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0024 AUSTRAL GROUP (ICA) ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0103 EPESCA ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0124 GRUPO SINDICATO PESQUERO DEL PERÚ ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0187 PESQUERA DIAMANTE ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0346 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS ICA Kallpa _ SEIN CL0323 MINSUR ICA Kallpa SE0043 Chincha ST2 SEIN CL0177 PAPELERA DEL SUR ICA Shougesa _ SEIN CL0368 SHOUGANG HIERRO PERÚ (JAHUAY) (13) ICA Shougesa _ SEIN CL0409 SHOUGANG HIERRO PERU (MINA) ICA Termoselva SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0342 COTTONSUR 1 (OLPISA) ICA Termoselva SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0359 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) HUANCAVELICA Conenhua SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN CL0410 COMPAÑÍA DE MINAS BUENAVENTURA HUANCAVELICA Minera Corona SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN CL0411 COMPAÑÍA MINERA CAUDALOSA HUANCAVELICA Electro Dunas SE0246 Palpa Rural ST4 SEIN CL0347 CONSORCIO ENERGÉTICO HUANCAVELICA HUANCAVELICA Electroperú _ SEIN CL0073 CONENHUA HUANCAVELICA Electroperú SE0051 Huaytará-Chocorvos ST5 SEIN CL0035 MINERA CASTROVIRREYNA

8 ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE DEMANDA 8

9 MODELO ECONOMÉTRICO Inicio 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 Procesamiento de la información de entrada 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 9

10 MODELO DE SERIES DE TIEMPO (TENDENCIAS) Inicio Datos de entrada: Series de Ventas de energía en MT y BT Cálculos de ajuste de curvas: - Lineal - A curva exponencial - A curva polinómica - A curva logarítmica - A curva potencial Selección de curvas con mejor bondad de ajuste empleando el coeficiente R 2 como criterio base Proyección de ventas y cálculo de tasas de crecimiento estimadas Fin 10

11 PRUEBAS ESTADÍSTICAS DE LOS RESULTADOS 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 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. 11

12 AJUSTE FINAL DE LA PROYECCIÓN Inicio Proyección de ventas y cálculo de tasas aplicando el método econométrico Proyección de ventas y cálculo de tasas aplicando el método de tendencias Ventas y tasas proyectadas Ventas y tasas proyectadas Ajuste final de la proyección Proyección final de ventas en MT y BT Inclusión de cargas especiales Proyección final de ventas totales Fin 12

13 ESQUEMA DE PROYECCIÓN Usuarios Menores Ventas Anuales Área de Demanda Modelos Econométricos PBI Pobl Clie - T Ventas Anuales Proyectadas Pérdidas Demanda de Energía Anual Proyectadas FPMWHS FC - FCP Potencia Coincidente SET Usuarios Mayores FPHMS Potencia Coincidente Sistema Eléctrico FS Potencia Coincidente SEIN Demandas Adicionales PROYECCIÓN ÁREA DE DEMANDA Máxima Demanda Cliente Libre FCP Potencia Coincidente Sistema Eléctrico FS Potencia Coincidente SEIN Datos Históricos Información Base Datos Proyectados 13

14 INFORMACIÓN 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 y Huancavelica. Evolución histórica del Producto Bruto Interno. 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 y transformadores de SETs para el día de máxima demanda del sistema eléctrico, para el día de máxima demanda del SEIN, del año representativo anterior al de fijación de Peajes y Compensaciones y, de ser necesario para el día de máxima demanda de la SET. 14

15 FPHMS y FPMWHS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión y cada subestación, para el año representativo anterior. Información histórica de variables independientes, tales como PBI, número de clientes, población regional, índice de electrificación, entre otras, por Área de Demanda. Ventas históricas de energía a Usuarios Menores, por cada nivel de tensión, de acuerdo al Formato F-105. Datos de demanda en el año representativo de cada Usuario Mayor (Máxima Demanda, 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. 15

16 PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA 16

17 PROYECCIÓN DE VENTAS GLOBALES(1) DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES METODO DE TENDENCIAS AREA DE DEMANDA: AÑO Modelos Comparados Lineal Logarítmico Exponencial Potencial Polinómica (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. ECUACIÓN: COEFICIENTE DE DETERMINACION (r 2 ) ESTADISTIC O t: Valor Prob. ESTADISTIC O F: Valor Prob. TASA DE CRECIMIENTO 3.56% 1.14% 6.73% 1.64% 7.38% ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO 17

18 RESULTADOS CON MÉTODO ECONOMÉTRICO ECUACIÓN: VEt = * PBIt Ln(Vet) = 1.08 * Ln(PBIt) VEt = * PBIt * POBt Ln(Vet) = 2.25 * Ln(POBt) + VEt = * PBIt * 0.61 * Ln(PBIt) CLIt Ln(VEt) = C1 * Ln(PBIt) + C2 * Ln(CLIEt) + B VEt = -0.2 * PBIt * PREt VEt = * PBIt * CLIt * POBt Ln(Vet) = 3.03 * Ln(PBIt) * Ln(CLIt) * Ln(POBt) COEFICIENTE DE DETERMINACION (r 2 ) ESTADISTICO F: Valor Prob ESTADISTICO t: PBI Valor Prob CLIENTE Valor Prob POBLACION Valor Prob PRECIO MEDIO Valor Prob (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 18

19 AJUSTES Y RESULTADOS FINALES PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL AREA DE DEMANDA: AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,043, ,043, , , ,108, ,108, , , ,177, ,177, , , ,249, ,249, , , ,325, ,325, (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 > 0.9 La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas AT se considera constante La proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT 19

20 PROYECCIÓN 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 CHINCHA AÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA AT MT BT MT+BT CHINCHA , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ICA AÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA AT MT BT MT+BT ICA , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

21 PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS NASCA AÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA AT MT BT MT+BT NASCA , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , PISCO AÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA AT MT BT MT+BT PISCO , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

22 PROYECCIÓN 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 5 HUAYTARÁ - CHOCORVOS AÑO DEMANDA NIVEL DE TENSIÓN MT+BT (1) DEMANDA AT MT BT MT+BT HUAYTARÁ - CHOCORVOS , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

23 USUARIOS 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) SISTEMA Corac-Adinelsa23 CORACORA - ADINELSA NASCA SISTEMA PEB10 PAPELERA DEL SUR CHINCHA SEAL10 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) PAB22T2(T-18) AUSTRAL GROUP (ICA) SISTEMA PAB10T2 PESQUERA DIAMANTE PISCO PAB10T2 GRUPO SINDICATO PESQUERO PAB10T2 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS Minsur MINSUR Alto la Luna CREDISA PISCO PI10 SACOS PISCO PI10 COTTONSUR 1 (OLPISA) PAB10T1 BLUEWAVE MARINE PERU S.A.C SISTEMA VILLACURÍ COELVISAC COELVISAC BELLAUNIONSEAL BELLA UNIÓN - SEAL SISTEMA Jahuay SHOUGANG HIERRO PERÚ (JAHUAY) BELLA UNIÓN - CHALA TOTAL AREA DE DEMANDA , (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. 23

24 AREA DE DEMANDA: 8 Factores de cada Sistema Eléctrico FACTOR DE CARGA, CONTRIBUCIÓN A LA PUNTA y SIMULTANEIDAD (1) ICA AT MT+BT TOTAL SET Tensión (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS Parcona Tacama Sta. Margarita Sta. Margarita Ica Norte - T Ica Norte - T Total Sistema ICA NASCA AT MT+BT TOTAL SET Tensión (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS Palpa Palpa Nasca Nasca Puquio Puquio Coracora - Chaviña Incuyo - Pauza Total Sistema NASCA CHINCHA AT MT+BT TOTAL SET Tensión (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS Carmen Pedregal Tambo de Mora Pueblo Nuevo Total Sistema CHINCHA PISCO AT MT+BT TOTAL SET Tensión (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS Independencia Alto la Luna Pisco Paracas - T Paracas - T Total Sistema PISCO

25 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) AREA DE DEMANDA: EMPRESA EN AREA 5 SISTEMAS ELÉCTRICOS 1 Potencia (MW) (1) SISTEMA ELÉCTRICO ICA SET TENSION (kv) Parcona Tacama Sta. Margarita Sta. Margarita Ica Norte Ica Norte TOTAL Sistema Eléctrico ICA SISTEMA ELÉCTRICO NASCA SET TENSION (kv) Llipata Llipata Vista Alegre Vista Alegre Puquio Puquio Coracora - Chaviña Incuyo - Pauza TOTAL Sistema Eléctrico NASCA SISTEMA ELÉCTRICO CHINCHA SET TENSION (kv) Carmen Pedregal Tambo de Mora Pueblo Nuevo TOTAL Sistema Eléctrico CHINCHA SISTEMA ELÉCTRICO PISCO SET TENSION (kv) Independencia Alto la Luna Pisco Paracas Paracas TOTAL Sistema Eléctrico PISCO TOTAL AREA (1) 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 25

26 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) AREA DE DEMANDA: EMPRESA EN AREA 8 SISTEMAS ELÉCTRICOS 1 Potencia (MW) (1) SISTEMA ELÉCTRICO ICA SET TENSION (kv) Parcona Tacama Sta. Margarita Sta. Margarita Ica Norte Ica Norte TOTAL Sistema Eléctrico ICA SISTEMA ELÉCTRICO NASCA SET TENSION (kv) Llipata Llipata Vista Alegre Vista Alegre Puquio Puquio Coracora - Chaviña Incuyo - Pauza TOTAL Sistema Eléctrico NASCA SISTEMA ELÉCTRICO CHINCHA SET TENSION (kv) Carmen Pedregal Tambo de Mora Pueblo Nuevo TOTAL Sistema Eléctrico CHINCHA SISTEMA ELÉCTRICO PISCO SET TENSION (kv) Independencia Alto la Luna Pisco Paracas Paracas TOTAL Sistema Eléctrico PISCO TOTAL AREA (1) 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 26

27 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: 8 SISTEMAS ELÉCTRICOS 1 Potencia (MW) (1) SISTEMA ELÉCTRICO ICA SET TENSION (kv) Parcona Tacama Sta. Margarita Sta. Margarita Ica Norte Ica Norte TOTAL Sistema Eléctrico ICA SISTEMA ELÉCTRICO NASCA SET TENSION (kv) Llipata Llipata Vista Alegre Vista Alegre Puquio Puquio Coracora - Chaviña Incuyo - Pauza TOTAL Sistema Eléctrico NASCA SISTEMA ELÉCTRICO CHINCHA SET TENSION (kv) Carmen Pedregal Tambo de Mora Pueblo Nuevo TOTAL Sistema Eléctrico CHINCHA SISTEMA ELÉCTRICO PISCO SET TENSION (kv) Independencia Alto la Luna Pisco Paracas Paracas TOTAL Sistema Eléctrico PISCO TOTAL AREA (1) (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

28 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR 28

29 PLANEAMIENTO 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, 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. 29

30 METODOLOGÍA 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 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. 30

31 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. 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. 31

32 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 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. 32

33 BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET SISTEMA ELECTRICO 1 ICA SET MAT/AT(/MT) SET PARCONA (ICA) MAX. DEM. (1) /60/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 65% 70% 74% 78% 83% 88% 93% 98% 103% 109% 115% 121% 127% SET AT/MT SET TACAMA MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 83% 89% 182% 188% 195% 201% 207% 214% 220% 227% 235% 242% 250% SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 62% 66% 70% 75% 79% 84% 89% 93% 98% 103% 109% 114% 120% SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 41% 44% 47% 50% 53% 56% 59% 62% 66% 69% 73% 76% 80% SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 48% 52% 55% 58% 62% 65% 69% 73% 77% 81% 85% 89% 94% SET ICA NORTE - T1 MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 74% 79% 83% 88% 94% 99% 105% 111% 117% 123% 130% 136% 143% SET ICA NORTE - T2 MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 75% 80% 85% 90% 95% 101% 106% 112% 118% 125% 131% 138% 146% SET SR. DE LUREN MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 33

34 BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET SISTEMA ELECTRICO 2 NASCA SET AT/MT SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 41% 46% 52% 59% 66% 73% 82% 91% 101% 112% 124% 138% 152% SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 33% 37% 42% 48% 54% 60% 68% 76% 84% 94% 105% 116% 129% SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 30% 33% 36% 39% 43% 47% 51% 55% 60% 65% 71% 77% 83% SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 53% 59% 66% 73% 82% 90% 100% 110% 121% 134% 147% 162% 178% SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 29% 34% 39% 44% 50% 56% 64% 71% 80% 89% 100% 112% 124% SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 50% 55% 60% 66% 72% 79% 86% 94% 102% 111% 121% 132% 143% SET PUQUIO MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 15% 16% 17% 19% 20% 22% 23% 25% 27% 29% 31% 33% 35% SET PUQUIO MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 7% 8% 8% 9% 10% 11% 12% 12% 13% 14% 16% 17% 18% SET PUQUIO MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 28% 30% 32% 34% 37% 40% 42% 45% 48% 52% 55% 59% 63% SET CORACORA MAX. DEM. (1) /22.9 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 8% 8% 9% 9% 9% 9% 10% 10% 10% 10% 11% 11% 11% SET CORACORA 2MVA MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (ONAN) (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 29% 31% 34% 36% 39% 42% 45% 48% 51% 54% 58% 62% 66% 34

35 BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET SISTEMA ELECTRICO 4 PISCO SET MAT/AT(/MT) SET INDEPENDENCIA MAX. DEM. (1) /60/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 4% 4% 5% 5% 6% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 10% SET AT/MT SET ALTO LA LUNA MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 54% 58% 62% 67% 72% 77% 83% 89% 95% 102% 109% 116% 124% SET PISCO MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 77% 83% 89% 96% 103% 111% 119% 128% 137% 146% 156% 167% 178% SET PARACAS - T17 MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 55% 82% 90% 100% 110% 121% 133% 145% 158% 172% 186% 201% 216% SET PARACAS - T17 MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 38% 43% 49% 55% 62% 70% 77% 86% 95% 104% 114% 124% 134% SET PARACAS - T17 MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 59% 95% 104% 114% 125% 136% 149% 162% 176% 190% 205% 221% 237% SET PARACAS - T18 MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% SET PARACAS - T18 MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% SET PARACAS - T18 MAX. DEM. (1) /22.9/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 35

36 BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET SISTEMA ELECTRICO 3 CHINCHA SET AT/MT SET CARMEN MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 74% 77% 79% 81% 84% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 100% SET PEDREGAL MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 60% 62% 63% 65% 66% 68% 69% 71% 72% 74% 75% 77% 78% SET TAMBO DE MORA MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 78% 81% 83% 85% 87% 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103% SET PUEBLO NUEVO MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 85% 90% 108% 113% 118% 123% 129% 135% 141% 148% 154% 161% 168% NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET SISTEMA ELECTRICO 3 HUAYTARA - CHOCORVOS SET AT/MT SET CAUDALOSA MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (ONAN) (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 73% 73% 74% 74% 74% 75% 75% 76% 76% 77% 77% 78% 79% 36

37 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS 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 (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, MVA (ONAF). Esta inversión no había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el año

38 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS Año 2010 i. No se desactiva la SET Pisco El 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 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 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. 38

39 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS Año 2010 iii. No se desactiva la SET Tambo de Mora El 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. iv. Entra nuevo transformador 60/10 kv 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. 39

40 Año 2011 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS 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$/m2, diseñada con 3 celdas de línea de 60 kv. Entra nuevo transformador 60/10 kv, MVA (ONAF). Entra nueva celda de transformador 60 kv. Entra nueva celda de transformador 10 kv. Entra nueva línea de transmisión L-6625 Parcona (Ica) Señor de Luren 60 kv, AAAC 120 mm2, 7.31 km de longitud. Entra nueva celda de línea 60 kv en la SET Señor de Luren. Entra nueva celda de línea 60 kv en la SET Parcona (Ica). Entran cuatro (4) nuevas celdas de alimentador 10 kv. Esta SET presenta cuatro (4) alimentadores SL141, SL142, SL143 y SL144, asume parte de la carga de los alimentadores de la SET Parcona (Ica) alimentadores IC104, IC105, IC106 y IC107, SET Ica Norte alimentador IN112 y SET Santa Margarita alimentador SM117. Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el año 2010, pero consideraba solamente tres (3) celdas de alimentador 10 kv y costo de terreno 7 US$/m2. 40

41 Año 2011 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN CHINCHA 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 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 y L , los cuales están preparados para la segunda terna y conductores de 120 mm TMORA kv TMORA kv 8.40 MVA lod tmora km km MVA lod pedre IND kv PEDRE kv Papelera del Sur km PEDRE kv 4.50 km 8.10 km km km km MVA lod chinch km MVA PNUEVO kv lod carme Indep CS 0.84 CARME kv CARME kv SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN CHINCHA TMORA kv TMORA kv 8.40 MVA lod tmora km km MVA km PEDRE kv 7.34 km PEDRE kv km 8.10 km km MVA lod chinch km MVA PNUEVO kv CARME kv lod pedre Papelera del Sur km km CARME kv lod carme IND kv