7.2 CENTRALES GENERADORAS EXISTENTES DEL SEIN

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1 7.2 CENTRALES GENERADORAS EXISTENTES DEL SEIN PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

2 CENTRALES HIDRÁULICAS EXISTENTES DEL SEIN Central Tensión Potencia Instalada Potencia Efectiva Potencia Reactiva Nº de kv MVA MW MVAR Grupos MANTARO 13,8 840,0 631,8 216,0 7 RESTITUCION 13,8 247,5 209,7 130,4 3 CAÑON DEL PATO 13,8 259,6 260,7 51,6 6 CARHUAQUERO 10,0 96,8 95,0 36,0 3 HUINCO 12,5 340,0 247,3 160,0 4 MATUCANA 12,5 160,0 128,6 60,0 2 MOYOPAMPA 10,0 105,0 64,7 37,0 3 CALLAHUANCA_A 8,0 44,0 39,8 17,0 1 CALLAHUANCA_B 6,5 52,5 35,2 19,5 3 HUAMPANI 10,0 44,8 30,2 20,0 2 CHIMAY 13,8 180,0 150,9 134,4 2 YANANGO 10,0 49,8 42,6 18,0 1 HUANCHOR 10,0 20,4 19,6 9,2 2 CAHUA 10,0 55,0 43,1 38,0 2 PARIAC 10,0 6,1 4,5 1,7 5 GALLITO CIEGO 10,5 40,0 38,1 21,1 2 ARCATA 0,7 6,4 5,1 3,8 7 YAUPI 13,8 120,0 104,9 52,3 5 MALPASO 6,9 68,0 48,0 40,8 4 PACHACHACA 2,3 15,0 12,3 7,2 4 OROYA 2,3 11,3 8,7 5,4 3 CHARCANI I 5,3 1,8 1,6 1,5 2 CHARCANI II 5,3 0,8 0,6 0,8 3 CHARCANI III 5,3 4,6 3,9 4,2 2 CHARCANI IV 5,3 15,5 15,3 14,3 3 CHARCANI V 13,8 145,4 139,9 98,3 3 CHARCANI VI 5,3 9,0 8,9 6,4 1 HERCCA 2,3 1,0 1,0 1,1 2 MACHIPICCHU 13,8 92,3 85,8 48,6 2 ARICOTA I 10,5 23,8 22,5 14,8 2 ARICOTA II 10,5 11,9 12,4 7,4 1 SAN GABAN II 13,8 112,9 113,1 73,5 2 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

3 CENTRALES TÉRMICAS EXISTENTES DEL SEIN CENTRAL Tensión (kv) Potencia Instalada (MVA) Potencia Efectiva (MW) Potencia Reactiva (MVAR) Nº De Grupos Empresa TUMBES 10,0 18,3 18,2 11,3 DIESEL ELECTROPERU YARINACOCHA 10,0 32,0 23,8 19,2 DIESEL ELECTROPERU VENTANILLA (TG-3) 16,0 192,0 164,1 90,0 TG ETEVENSA VENTANILLA (TG-4) 16,0 192,0 160,5 90,0 TG ETEVENSA MALACAS (G-1) 13,8 18,0 14,9 5,0 TG EEPSA MALACAS (G-2) 13,8 18,0 15,0 5,0 TG EEPSA MALACAS (G-3) 13,8 18,0 15,1 5,0 TG EEPSA MALACAS (G-4) 13,8 101,3 97,4 64,0 TG EEPSA WESTINGHOUSE (TG-7) 13,8 150,0 121,3 36,0 TG EDEGEL SANTA ROSA (UTI-5) 13,8 70,1 52,0 10,0 TG EDEGEL SANTA ROSA (UTI-6) 13,8 70,1 53,8 16,0 TG EDEGEL SAN NICOLAS (TV-1) 13,8 22,1 19,5 11,6 TV EDEGEL SAN NICOLAS (TV-2) 13,8 22,1 19,5 11,8 TV SHOUGESA SAN NICOLAS (TV-3) 13,8 22,1 26,5 16,0 TV SHOUGESA SAN NICOLAS (CUMMINS) 13,8 29,4 1,2 0,8 DIESEL SHOUGESA PACASMAYO (SUL) 6,3 1,3 23,0 5,9 DIESEL SHOUGESA PACASMAYO (MAN) 2,3 23,0 1,6 1,0 DIESEL ENERGIA PACASMAYO PIURA-CT-(GMT-2) 10,0 1,6 4,7 3,8 DIESEL ENERGIA PACASMAYO PIURA-CT-(MIRRL-1) 10,0 6,3 4,6 3,8 DIESEL EGENOR PIURA-CT-(MIRRL-4) 4,8 6,3 1,2 0,9 DIESEL EGENOR PIURA-CT-(MIRRL-5) 4,8 1,7 2,0 1,3 DIESEL EGENOR PIURA-CT-(SWD) 4,8 2,9 1,9 1,4 DIESEL EGENOR PIURA-CT-(MAN) 10,0 3,0 5,6 3,8 DIESEL EGENOR PIURA-TG-(MS-5000) 10,0 7,1 7,7 4,6 DIESEL EGENOR PIURA-CT-(GMT-2) 10,0 11,0 21,1 13,7 TG EGENOR CHICLAYO O. (GMT-1) 10,5 26,3 4,3 3,1 DIESEL EGENOR CHICLAYO O. (GMT-2) 10,5 6,4 4,5 3,1 DIESEL EGENOR CHICLAYO O. (GMT-3) 10,5 6,4 4,5 3,0 DIESEL EGENOR CHICLAYO O. (SUL-1) 10,5 6,3 5,9 3,1 DIESEL EGENOR CHICLAYO O. (SUL-2) 10,5 7,1 5,8 3,1 DIESEL EGENOR SULLANA (ALCO-1) 4,2 7,1 2,3 1,7 DIESEL EGENOR SULLANA (ALCO-2) 4,2 3,1 2,5 1,7 DIESEL EGENOR SULLANA (ALCO-3) 4,2 3,1 2,2 1,7 DIESEL EGENOR SULLANA (ALCO-4) 4,2 3,1 2,1 1,7 DIESEL EGENOR SULLANA (ALCO-5) 4,2 3,1 2,0 1,7 DIESEL EGENOR PAITA (SKODA-1) 2,4 1,4 0,9 0,7 DIESEL EGENOR PAITA (SKODA-2) 2,4 1,4 0,9 0,7 DIESEL EGENOR PAITA (SKODA-3) 2,4 1,4 0,9 0,7 DIESEL EGENOR PAITA (EMD-1) 4,2 3,3 2,1 1,7 DIESEL EGENOR PAITA (EMD-2) 4,2 3,3 2,1 1,7 DIESEL EGENOR PAITA (EMD-3) 4,2 3,3 2,2 1,7 DIESEL EGENOR CHIMBOTE (TG-1) 13,2 27,4 22,4 17,1 TG EGENOR CHIMBOTE (TG-2) 13,2 27,4 22,8 17,1 TG EGENOR CHIMBOTE (TG-3) 13,2 26,2 22,2 17,1 TG EGENOR TRUJILLO (TG-4) 10,0 27,4 21,7 17,1 TG EGENOR TRUPAL 4,2 16,0 13,9 8,4 TV EGENOR PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

4 CENTRAL Tensión (kv) Potencia Instalada (MVA) Potencia Efectiva (MW) Potencia Reactiva (MVAR) Nº De Grupos Empresa AGUAYTIA TG1 13,8 119,2 78,2 77,5 TG TERMOSELVA AGUAYTIA TG2 13,8 119,2 78,1 77,5 TG TERMOSELVA CHILINA - ZULSER1 10,4 5,2 5,1 3,1 DIESEL EGASA CHILINA - ZULSER2 10,4 5,2 5,2 3,2 DIESEL EGASA CHILINA - VAPOR 2 10,4 9,4 6,8 5,1 TV EGASA CHILINA - VAPOR 3 10,5 11,8 10,1 5,7 TV EGASA CHILINA - CICLO COMBINADO 13,8 23,5 18,7 11,4 TG EGASA MOLLENDO - MIRRLESS1 13,8 10,6 10,5 6,4 DIESEL EGASA MOLLENDO - MIRRLESS2 13,8 10,6 10,6 6,5 DIESEL EGASA MOLLENDO - MIRRLESS3 13,8 10,6 10,4 6,4 DIESEL EGASA MOLLENDO - TGM1 13,8 45,0 35,2 26,6 TG EGASA MOLLENDO - TGM2 13,8 45,0 35,8 27,0 TG EGASA DOLORESPATA - SULZER 11,0 3,1 2,9 2,1 DIESEL EGEMSA DOLORESPATA - ALCO 4,2 5,0 3,4 2,9 DIESEL EGEMSA DOLORESPATA - GM 4,2 7,5 5,4 4,5 DIESEL EGEMSA CALANA 10,5 25,6 25,3 19,2 DIESEL EGESUR MOQUEGUA 4,2 1,0 0,8 0,7 DIESEL EGESUR ILO1 TV 13,8 154,0 145,1 92,8 TV ENERSUR ILO1 - CATKATO 4,2 3,3 3,2 2,9 DIESEL ENERSUR ILO1 TG 13,8 81,7 70,3 50,8 TG ENERSUR ILO2 17,0 145,0 141,1 87,4 CARBON ENERSUR TINTAYA 4,2 18,0 16,7 10,6 DIESEL SAN GABAN BELLAVISTA - MAN 10,0 5,4 3,6 3,3 DIESEL SAN GABAN BELLAVISTA - ALCO y DEUTZ 2,4 3,2 2,1 2,0 DIESEL SAN GABAN TAPARACHI - SKODA y MAN 2,4 5,7 3,6 7,4 DIESEL SAN GABAN TAPARACHI - MAN 4 10,5 3,1 1,8 0,9 DIESEL SAN GABAN PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

5 7.3 LINEAS DE TRANSMISION EXISTENTES DEL SEIN PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

6 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN Desde Hasta Tensión Longitud kv km Aceros Arequipa Independencia ,6 Balnearios San Juan 220 9,8 Balnearios San Juan 220 9,8 Barsi Chavarria 220 8,1 Barsi Chavarria 220 8,6 Chavarria Ventanilla ,6 Chavarria Ventanilla ,6 Chavarria Ventanilla ,1 Huacho Zapallal ,9 Huinco Santa Rosa ,0 Huinco Santa Rosa ,0 Huancavélica Independencia ,8 Huayucachi Zapallal ,4 Independencia Ica ,2 Ica Marcona ,0 Independencia Mantaro ,5 San Juan Independencia ,2 San Juan Independencia ,2 Pomacocha San Juan ,5 Pomacocha San Juan ,5 Cajamarquilla Chavarria ,4 San Juan Santa Rosa ,3 San Juan Santa Rosa ,3 Santa Rosa Chavarria 220 8,4 Santa Rosa Chavarria 220 8,4 Zapallal Ventanilla ,0 Zapallal Ventanilla ,0 Cajamarca Norte Trujillo Norte ,0 Chiclayo Oeste Carhuaquero ,0 Chimbote Paramonga Nueva ,2 Chimbote Trujillo Norte ,0 Chimbote Trujillo Norte ,0 Guadalupe Chiclayo Oeste ,6 Guadalupe Trujillo Norte ,2 Paramonga Nueva Huacho ,6 Piura Oeste Chiclayo Oeste ,2 Talara Piura Oeste ,8 Talara Zorritos ,0 Cotaruse Comp. Cotaruse 220 0,5 Cotaruse Comp. Cotaruse 220 0,5 Campo Armiño Cotaruse Comp ,0 Campo Armiño Cotaruse Comp ,0 Cotaruse Comp. Socabaya ,0 Cotaruse Comp. Socabaya ,0 Moquegua Ilo ,5 Moquegua Ilo ,5 Moquegua Socabaya ,7 Moquegua Socabaya ,7 Moquegua Los Héroes ,3 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

7 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN Desde Hasta Tensión Longitud kv km Puno Moquegua ,6 Aguaytia Tingo María ,3 Callahuanca Pachachaca ,6 Callahuanca Pachachaca ,6 Campo Armiño Huancavélica ,0 Huayucachi Campo Armiño ,6 Pachachaca Campo Armiño ,1 Pachachaca Campo Armiño ,1 Campo Armiño Pomacocha ,3 Campo Armiño Pomacocha ,2 Campo Armiño Restitución 220 1,6 Campo Armiño Restitución 220 1,6 Campo Armiño Restitución 220 1,6 Carhuamayo Oroya Nueva ,5 Carhuamayo Paragsha ,2 Carhuamayo Yuncan ,2 Chimay Yanango ,0 Edegel Callahuanca 220 0,6 Edegel Chavarria ,4 Matucana Edegel ,5 Oroya Nueva Pachachaca ,6 Pachachaca Pomacocha ,5 Pachachaca Yanango ,4 Paragsha Vizcarra ,9 Cajamarquilla Edegel ,4 Tingo María Vizcarra ,7 Vizcarra Antamina ,1 Vizcarra Paramonga Nueva ,3 Cahua Paramonga existente ,4 Cahua Paramonga existente ,4 Chimbote 1 Cañón del Pato ,0 Chimbote 1 Cañón del Pato ,0 Chimbote 1 Cañón del Pato ,0 Paramonga existente Paramonga Nueva 138 9,4 Botiflaca Moquegua ,8 Botiflaca Moquegua ,5 Aricota 1 Toquepala ,5 Push Back Botiflaca ,0 Chilina Santuario ,7 Cerro Verde Repartición ,0 Ilo 1 Moquegua ,5 Ilo 1 T Ilo ,6 Ilo Electrosur T Ilo ,8 Jesús Socabaya ,0 Mill Site Push Back 138 5,0 Mill Site Quebrada Honda ,0 Mollendo Repartición ,0 Moquegua Mill Site ,7 Moquegua Toquepala ,7 Quebrada Honda Ilo Electrosur ,5 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

8 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN Desde Hasta Tensión Longitud kv km Refinería Ilo Ilo ,8 Refinería Ilo T Ilo ,6 Santuario Jesús ,7 Santuario Socabaya ,7 Socabaya Cerro Verde ,8 Socabaya Cerro Verde ,8 Toquepala Mill Site 138 0,5 Aguaytia Pucallpa ,0 Aucayacu Tingo María ,4 Tocache Aucayacu ,9 Caripa Carhuamayo ,5 Oroya Nueva Caripa ,5 Paragsha Carhuamayo ,7 Yuncan Carhuamayo ,2 Paragsha 1 Paragsha ,6 Paragsha 2 Huanuco ,2 Tingo María Huanuco ,4 Yaupi Yuncan ,0 Ayaviri Azángaro ,4 Azángaro Juliaca ,2 San Gabán Azángaro ,3 Azángaro San Rafael ,3 Cachimayo Dolorespata ,5 CAELP138 Machupichu ,6 CAELP138 Quencoro ,7 Callali Santuario ,4 Cachimayo Machupichu ,5 Combapata Tintaya ,1 Dolorespata Quencoro 138 8,3 Juliaca Puni ,0 Quencoro Combapata ,5 San Gabán San Rafael ,5 Tintaya Ayaviri ,5 Tintaya Callalli ,3 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

9 7.4 FICHAS DE PROYECTOS HIDRÁULICOS PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

10 CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PLATANAL LOCALIZACIÓN Departamento : Lima Provincia : Cañete y Yauyos Lugar : El Platanal Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El Proyecto de la C.H. El Platanal cuenta con estudios a nivel de factibilidad. La concesión definitiva del proyecto integral ha sido fraccionado en dos concesiones CH El Platanal de 220 MW y CH Morro de Arica de 50 MW, modificando los calendarios de obra de las centrales. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL La Primera Etapa del proyecto integral en la cuenca del río Cañete, es decir la C.H. G1 El Platanal contará con embalses de regulación en la laguna Paucar Cocha, con un volumen de 70 x 106 m3 y el embalse de regulación horaria en la captación Capillucas de 1,75 x 106 m3. En su primera etapa, el proyecto considera la instalación de una central de 220 MW de las siguientes características: CENTRAL Potencia Instalada (MW) 220 Caída (m) 578 Energía media Anual (GW.h) Volumen reservorio (MMm3) 1,75 Caudal de diseño (m3/s) 43,5 Tipo de turbina Pelton Factor de Planta (%) - N de Unidades 2 El proyecto integral contempla, una segunda etapa, la cual considera la instalación de la CH. G2 Morro de Arica de 50 MW, que utilizará el embalse Morro de Arica de 244 x 106 m3 48 meses. Estimado para el año COSTOS DE INVERSIÓN Para el proyecto CH Platanal solamente, el costo de inversión estimado asciende a US $ 246,21 millones. ENTIDAD A CARGO Empresa de Generación Eléctrica El Platanal S.A. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

11 CH. MACHUPICCHU (Segunda Fase) 1 LOCALIZACIÓN Departamento : Cusco Provincia : Urubamba Lugar : Machupicchu Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto de rehabilitación de la segunda fase de la C.H Machupicchu cuenta con estudio de factibilidad aprobado por MEM. Cuenta con la declaración de viabilidad económica por parte del Ministerio de Economía y Finanzas. Actualmente se encuentra en proceso de licitación pública internacional. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL En la primera fase ( ) se desarrollaron varias obras tales como: Ampliación del túnel de aducción, cruce del río Vilcanota con tuberías de concreto, un nuevo túnel de descarga, así como obras de recuperación de la caverna de la sala de máquinas. Estas obras a la fecha permiten el acceso por el túnel de aducción de hasta 50m3/seg. Caudal que permite operar los tres grupos Pelton ya instalados con 90MW de potencia instalada y añadir el nuevo grupo de la Segunda Fase de 71 MW. Con la ejecución de la Segunda Fase, EGEMSA recién estaría utilizando al 100% su capacidad instalada, ya que con la primera fase solo se utiliza un 60% de la infraestructura. CENTRAL Potencia Instalada (MW) 71 Caída (m) 370 Energía media Anual (GW.h) - Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 25 Tipo de turbina Pelton Factor de Planta - N de Unidades 1 Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 41,4 millones sin considerar su mecanismo de evacuación. ENTIDAD A CARGO Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA). 1 Se formalizará con la modificación de la concesión de la central hidroeléctrica Machupicchu Primera Fase PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

12 CENTRAL HIDROELÉCTRICA OLMOS I Departamento Provincia Lugar : Lambayeque : Lambayeque : A 15 km de Olmos Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SITUACION DEL PROYECTO El esquema de desarrollo del Proyecto Olmos está basado en la captación, regulación y trasvase de recursos hídricos del río Huancabamba y de otros ríos de la cuenca amazónica para su empleo en la generación hidroeléctrica y su posterior utilización para la irrigación de tierras de la Región Lambayeque, en la cuenca del Pacífico. El desarrollo del Proyecto se basa en los Estudios de Factibilidad y Definitivos del Proyecto Olmos, desarrollados por las empresas soviéticas "Technopromexport" y "Selkhozpromexport", por encargo del Estado Peruano. El Gobierno Regional de Lambayeque, es el encargado de convocar el concurso para seleccionar al adjudicatario que estaría apto para obtener la Concesión de Generación Eléctrica. La entidad encargada de este proceso de selección es el Proyecto Especial Olmos Tinajones PEOT. Las características del proyecto, según información proveniente del Proyecto Especial Olmos Tinajones PEOT son las siguientes: Potencia Instalada : 120 MW Generación Media Anual Solo río Huancabamba : 670 GWh Incluyendo Tabaconas y Manchara : 1160 GWh Incluyendo afluentes del Huancabamba : 2010 GWh Túnel a Presión : D = 4,8 m L = m Tubería Forzada : L = 785,31 m (Planta) ángulo = 40º Caída de Diseño : 377,5 m 36 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 80,02 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

13 CENTRAL HIDROELÉCTRICA TARUCANI LOCALIZACIÓN Departamento : Arequipa Provincia : Caylloma Distrito : Lluta Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Mediante la Resolución Suprema N EM, publicada el 21 de julio de 2001, se aprobó la concesión definitiva para la central hidroeléctrica Tarucani, y se aprobó el Contrato de Concesión N , cuya fecha de culminación de obras inicialmente estaba previsto para el mes de diciembre de Posteriormente, mediante la Resolución Suprema N EM, publicada el 07 de julio de 2006, se aprobó la modificación del Contrato, consistente en la ampliación de plazo para ejecutar las obras y la puesta en servicio de la central y cambios en sus características técnicas. Los estudios del proyecto se encuentran a nivel de estudios definitivos. Este proyecto aprovecha el caudal de la Quebrada de Huasamayo-Querque en la desembocadura del túnel terminal del Proyecto Majes. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL CENTRAL Potencia Instalada (MW) 50 Caída (m) 324 Energía media Anual (GW.h) 418 Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 17 Tipo de turbina Francis Factor de Planta (%) - N de Unidades 1 24 meses. Estimado para el año COSTO DE INVERSION El costo de inversión estimado asciende a US $ 55,59 millones. TITULAR DE LA CONCESIÓN DEFINITIVA Tarucani Generating Company S.A. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

14 C.H. SANTA TERESA LOCALIZACIÓN Departamento : Cusco Provincia : Urubamba Lugar : Santa Teresa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Este proyecto cuenta con el nivel de Prefactibiblidad aprobado por el MINEM. El estudio de Factibilidad se encuentra en proceso de elaboración, se considera que este proyecto debe ser promocionado por PROINVERSION. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Con el fin de aprovechar a plenitud el potencial energético de la zona de Machupicchu, la central de Santa Teresa es un proyecto de generación aguas abajo de la descarga de la actual C.H. Machupicchu, en el lugar denominado Santa Teresa. CENTRAL Potencia Instalada (MW) 110 Caída (m) 200 Energía media Anual (GW.h) 821 Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 65 Tipo de turbina Francis Factor de Planta - N de Unidades 1 53 meses. Estimado para el año COSTOS DE INVERSIÓN El costo de inversión estimado asciende a US $ 72,3 millones. ENTIDAD A CARGO PROINVERSION PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

15 CENTRAL HIDROELÉCTRICA CHEVES LOCALIZACIÓN Departamento : Lima Provincia : Huaura Distrito : Sayan Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con estudios preliminares elaborados por la asociación Statkraf Engineering Fichtner en Actualmente tiene concesión definitiva, y se encuentra en trámite la modificación de esta concesión, a fin de reducir la potencia instalada. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Las características del proyecto son las siguientes: Potencia Instalada : 158,6 MW Generación Media Anual : 825 GWh Caudal de diseño : 35 m³/s Factor de planta : 59,4 TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCIÓN 38 meses. Estimado para el año COSTO DE INVERSION El costo de inversión estimado asciende a US $ 146,5 millones TITULAR DE LA CONCESIÓN DEFINITIVA Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

16 CENTRAL HIDROELÉCTRICA SANTA RITA Departamento Provincias Distritos : Ancash : Pallasca, Santa y Corongo : Santa Rosa, Macate y Bambas Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SITUACION DEL PROYECTO Mediante resolución suprema N EM, con fecha 5 de enero de 2006, el Ministerio de Energía y Minas otorgó concesión definitiva a favor de Electricidad Andina SA para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. CENTRAL Potencia Instalada (MW) 174 Caída (m) 207 Energía media Anual (GW.h) Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 93 Tipo de turbina - Factor de Planta (%) 72 N de Unidades 3 31 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 137,6 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

17 CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN GABÁN I Departamento Provincia Distrito : Puno : Carabaya : Ollachea Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SITUACION DEL PROYECTO Mediante resolución suprema N EM, con fecha 3 de febrero de 2004, el Ministerio de Energía y Minas otorgó concesión definitiva a favor de la Empresa de Generación Macusani SA para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. CENTRAL Potencia Instalada (MW) 120 Caída (m) 547 Energía media Anual (GW.h) 725 Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 12,75 Tipo de turbina Pelton Factor de Planta (%) - N de Unidades 2 42 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 141,51 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

18 CENTRAL HIDROELÉCTRICA PUCARÁ LOCALIZACIÓN Departamento : Cuzco Provincia : Canchas y Sicuani Distrito : San Pablo Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con concesión definitiva de generación, otorgada mediante la Resolución Suprema N EM, publicada el 21 de agosto de 2003, la misma que aprobó el Contrato de Concesión N , según el cual las obras y la puesta en servicio de la central debía efectuarse en noviembre de Los estudios del proyecto se encuentran a nivel de estudios de factibilidad. Este proyecto aprovecha el caudal de los ríos Urubamba, Acco y Salcca. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL CENTRAL Potencia Instalada (MW) 130 Caída (m) 475 Energía media Anual (GW.h) 900 Volumen reservorio (MMm3) 240 Caudal de diseño (m3/s) 30 Tipo de turbina - Factor de Planta (%) - N de Unidades - 26 meses. Se estima para el año PRESUPUESTO El costo de inversión estimado asciende a US $ 136,4 millones. TITULAR DE LA CONCESIÓN DEFINITIVA Empresa de Generación Hidroeléctrica del Cuzco S.A. EGECUZCO. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

19 CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA VIRGEN Departamento Provincia Distrito : Junín : Chanchamayo : San Ramón Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SITUACION DEL PROYECTO Mediante resolución suprema N EM, con fecha 12 de octubre de 2005, el Ministerio de Energía y Minas otorgó concesión definitiva a favor de Peruana de Energía S.A. para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. La energía generada será entregada al SEIN en la SSEE Caripa mediante una Línea de Transmisión en 138 kv de 62 km de longitud. Topológicamente es una central en cascada ya que usa las aguas turbinadas de la CH Yanango. El 04 de agosto de 2006, Peruana de Energía S.A. ha solicitado modificación de su Contrato de Concesión, debido a la ampliación de la potencia instalada (64 MW) de la central hidroeléctrica La Virgen, originalmente prevista en 58 MW, y ampliación de plazo de ejecución de obras. Esta solicitud se encuentra en evaluación. CENTRAL Potencia Instalada (MW) 58 Caída (m) 348 Energía media Anual (GW.h) 385 Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 20 Tipo de turbina - Factor de Planta (%) 70 N de Unidades 1 27 meses. Se estima para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 56,4 millones. TITULAR DE LA CONCESIÓN Peruana de Energía S.A.A. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

20 CENTRAL HIDROELÉCTRICA QUITARACSA LOCALIZACIÓN Departamento Provincia Lugar : Ancash : Huaylas :Quitaracsa Pueblo Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto de la central Hidroeléctrica Quitaracsa tiene estudios a nivel de factibilidad. A la fecha el concesionario viene realizando gestiones para obtener el financiamiento necesario. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL CENTRAL Potencia Instalada (MW) 112 Caída (m) 928 Energía media Anual (GW.h) 720 Volumen reservorio (MMm3) 0,25 Caudal de diseño (m3/s) 14 Tipo de turbina Pelton Factor de Planta (%) 56 N de Unidades 2 39 meses. Se estima para el año COSTOS DE INVERSIÓN El costo de inversión estimado asciende a US $ 94,79 millones. ENTIDAD A CARGO Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

21 7.5 FICHAS DE PROYECTOS TERMICOS PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

22 UNIDAD TURBOGAS NORTE LOCALIZACIÓN Departamento : Tumbes Provincia : Villar Lugar : Zorritos Con Resolución Directoral N MEM/AAE, del 23 Agosto de 2006, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Central Termoeléctrica de Tumbes. El mencionado documento constituye uno de los requisitos para el otorgamiento de la Autorización mediante Resolución Ministerial. La etapa constructiva del proyecto, comprende básicamente la instalación una planta termoeléctrica a gas natural de una capacidad de 150 MW, dicho proyecto se enmarca dentro del mega proyecto de explotación de hidrocarburos del Lote Z-1, a cargo de la Empresa BPZ Energy, Sucursal Perú. El proyecto entregará la potencia generada mediante la interconexión a una línea de transmisión de 220 kv perteneciente al SEIN. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Potencia Instalada : 150 MW N de Turbinas : 1 Unidades N de Generadores : 1 Unidades Requerimiento de Gas natural : 40 millones de pies cúbicos diarios TIEMPO ESTIMADO DE CONSTRUCCIÓN Se estima que el tiempo de construcción será de 6 meses a partir del inicio de las obras. ENTIDAD A CARGO Empresa BPZ Energy, Sucursal Perú Estimado para el año COSTO DEL PROYECTO El costo estimado del proyecto asciende a US$ 42 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

23 LOCALIZACIÓN Departamento : Lima Provincia : Cañete Lugar : Chilca UNIDAD TURBOGAS CICLO ABIERTO Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Uidades Ciclo cominado que operará con gas natural de Camisea. Se espera que este proyecto entre en operación a partir del año 2007 en adelante. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Las características más importantes son: Tipo de Generación : Ciclo Abierto Número de Unidades : 1 TG Tipo de Combustible : Gas natural/ Diesel 2 Capacidad efectiva Mínimo Técnico : 42.9 MW Plena Carga : MW Márgen de reserva rotante : 15% Tasa de salida forzada (FOR) : 5% Periodo de mantenimiento anual : 45 días Clase de mantenimiento : 150 MW Periodo de construcción : 15 meses Estimado para el año COSTO DEL PROYECTO El costo estimado del proyecto asciende a US$ 61 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

24 LOCALIZACIÓN Departamento : Lima Provincia : Cañete Lugar : Chilca UNIDAD TURBOGAS CICLO COMBINADO Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Uidades Ciclo cominado que operará con gas natural de Camisea. Se espera que este proyecto entre en operación a partir del año 2013 en adelante. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Las características más importantes son: Tipo de Generación : Ciclo Cominado Número de Unidades : 2 TG + 1 TV Capacidad efectiva : 520 MW Estimado para el año COSTO DEL PROYECTO El costo estimado del proyecto asciende a US$ 326 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

25 7.6 FICHAS DE LINEAS DE TRANSMISION PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

26 LT. CARHUAQUERO - JAEN 138 KV Departamentos : Cajamarca Lugar : Zona de la Sierra y de la Selva Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, interconexión con el Sistema Aislado Bagua Jaén. El proyecto ha sido licitado por la DEP/MEM y su ejecución se ha iniciado este año. Tensión : 138 kv Longitud : 140 km Capacidad de Transmisión : 50 MVA Número de Circuitos : 1 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 14,7 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

27 LT. ZAPALLAL - CHIMBOTE 220 KV (SEGUNDA TERNA) Departamentos : Lima, Ancash Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con estudio de Prefactibilidad desarrollado por REP. Tensión : 220 kv Longitud : 382 km Conductor : 455 mm² Aero Z Capacidad de transmisión : 190 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente) El objetivo de este circuito es de reforzar la transmisión de energía en el área Centro Norte. 18 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 34 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

28 LT. SAN GABAN MAZUKO PUERTO MALDONADO 138 Y 66 KV Departamentos : Puno, Madre de Dios Lugar : Zona de la Selva Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, interconexión con el Sistema Aislado Puerto Maldonado. El proyecto ha sido icitado por ELECTRO SUR ESTE y comenzará a ejecutarse en el Tensión : 138 y 66 kv Longitud : 225 km Conductor : 200 y 185 mm² AAAC Estructuras : Torres metálicas Aisladores : Porcelana Capacidad de transmisión : 120 MVA Número de circuitos : 1 El proyecto consiste en la ampliación de la Subestación San Gabán, con una celda de línea en 138 kv del tipo convenciona, una subestación nueva ubicada cerca de la localidad de Mazuko y una subestación que se ubicará al final de la LT 66 kv Mazuko Puerto Maldonado en el área disponible en la Central Térmica. 18 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 20 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

29 LT. CAJAMARCA CACLIC MOYOBAMBA 220 KV Departamentos Martín Lugar : Cajamarca, Amazonas, San : Zona de la Sierra y de la Selva Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, interconexión con el Sistema Aislado Moyobamba Tarapoto - Bellavista. La Línea cuenta con estudio de prefactibilidad. Tensión : 220 kv Longitud : 225 km Capacidad de transmisión : 150 MVA Número de circuitos : 1 24 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 35,4 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

30 LT. TOCACHE - BELLAVISTA 138 KV Departamentos : San Martín Lugar : Zona de la Selva Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El Gobierno Regional de San Martin viene ejecutando esta proyecto. Tensión : 138 kv Longitud : 149 km Conductor : 240 mm² AAAC Estructuras : Torres metálicas Aisladores : Poliméricos Capacidad de transmisión : 120 MVA Número de circuitos : 1 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 20 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

31 LT. CHILCA PLANICIE - ZAPALLAL 220 KV (DOBLE TERNA) Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con estudios preliminares. Estudios de mayor profundidad deben precisar las características técnicas del proyecto y sus etapas de implementación. Tensión : 220 kv Longitud : 96 km Capacidad de transmisión : 2x350 MVA Número de circuitos : 2 El objetivo de estas líneas es reforzar la transmisión en Lima y evitar la congestión de las líneas de la ciudad. La Subestación Planicie tomará carga de las Subestaciones Balnearios, Huachipa, Monterrico, Ñaña, Puente, Santa Anita, Santa Clara y Santa Rosa. 30 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 36 millones I Etapa y US $ 28,8 millones la II Etapa. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

32 LT. CHILCA SAN JUAN 220 KV (DOBLE TERNA) Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. REP ha efectuado el estudio de prefactibilidad de la línea. Tensión : 220 kv Longitud : 53 km Capacidad de transmisión : 2x350 MVA Número de circuitos : 2 El objetivo de esta línea es de aliviar la congestión que ocurrirá en la línea existente Chilca San Juan, al incrementarse la carga en Lima y la generación y permitir el despacho económico. 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 35 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

33 LT. TALARA PIURA OESTE 220 KV (SEGUNDA TERNA) Departamentos : Piura Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con el estudio de prefactibilidad de la línea. Tensión : 220 kv Longitud : 104 km Capacidad de transmisión : 133 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente) 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 19,2 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

34 LT. COTARUSE - MACHUPICCHU 220 KV Departamentos : Apurímac, Cusco Lugar : Zona de la Sierra Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. EGEMSA efectuó el estudio de prefactibilidad de la línea, asociada a los proyectos hidroeléctricos de Rehabilitación Machupicchu y CH Santa Teresa, estudio que fue aprobado por el SNIP. Tensión : 220 kv Longitud : 170 km Capacidad de transmisión : 150 MVA Número de circuitos : 1 Los objetivos de este proyecto es de dotar de energía al proyecto minero Las Bambas y mejorar la operación técnica y económica del sistema al incrementarse la generación en Machu Picchu. 30 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 54 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

35 S.E. CONVERTIDORA BACK TO BACK EN COTARUSE 220 KV Departamentos : Apurímac Lugar : Zona de la Sierra Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : 220 kv Potencia Nominal : 600 MW El objetivo de esta subestación es eliminar las restricciones en la transmisión de potencia del a línea Mantaro Socabaya (2x123 MW) debido a problemas de estabilidad para que pueda operar a su capacidad nominal (2x300 MW). 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 85 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

36 LT. INDEPENDENCIA ICA 220 KV (SEGUNDA TERNA) Departamentos : Ica Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad realizado por REP. Tensión : 220 kv Longitud : 55 km Capacidad de transmisión : 140 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente) El objetivo de este segundo circuito es eliminar la sobrecarga de la línea existente y los bajos niveles de tensión de la SE Ica, lo cual se prevee que ocurrirá en el año 2010 de acuerdo a los resultados de los análisis de flujo de carga. 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 11 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

37 LT. PLATANAL CANTERA 220 KV (DOBLE TERNA) Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : 220 kv Longitud : 75 km Capacidad de transmisión : 2x150 MVA Número de circuitos : 2 El objetivo de esta línea es transmitir la energía de la CH Platanal al SINAC. 12 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 28 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

38 LT. CHILCA - ZAPALLAL 500 KV Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : 500 kv Longitud : 96 km Capacidad de transmisión : 830 MVA Número de circuitos : 1 El objetivo de esta línea en Extra Alta Tensión, es poder transmitir en forma eficiente, junto con las líneas existentes y proyectadas en 220 kv, la energía de las Centrales Térmicas ubicadas en Chilca, cuyo potencial de generación se prevee en 1500 MW. Se ha seleccionado 500 kv como nivel de tensión, pero se necesitan estudios más detallados para definir la tensión de la línea. 24 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 28,8 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

39 LT. VIZCARRA HUALLANCA CAJAMARCA 220 KV (DOBLE TERNA) Departamentos : Huánuco, Ancash, La Libertad, Cajamarca Lugar : Zona de la Sierra Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : Longitud : 220 kv 575 km Tramos : Derivación Antamina Huallanca: 200 km Huallanca Cajamarca: 230 km Capacidad de transmisión : 2x150 MVA Número de circuitos : 2 El objetivo de esta línea es ampliar el sistema de transmisión mediante conformación de la Línea Longitudinal de Transmisión de la Sierra, con lo cual se cubre los requerimientos de transmisión de la Zona Norte del país. 36 meses. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 85 millones (incluye transformador 220/138 kv en Huallanca). PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

40 LT. MACHUPICCHU INCASA 138 KV (SEGUNDA TERNA) Departamentos : Cusco Lugar : Zona de la Sierra Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : 138 kv Longitud : 76 km Capacidad de transmisión : 62 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente) Estudios y Licitación 05 meses Diseño definitivo 03 meses Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 8 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

41 LT. ZAPALLAL CAJAMARCA NORTE 500 kv Departamentos : Lima, Ancash, Libertad, Cajamarca Lugar : Zona de la Costa y de la Sierra Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : 500 kv Longitud : 650 km Capacidad de transmisión : 830 MVA Número de circuitos : 1 El objetivo de esta línea de asegurar el suministro de energía desde el polo de generación en Chilca hacia la zona de Cajamarca, la cual se prevee que en el año 2011 experimentará un aumento significativo en su demanda debido al ingreso de proyectos mineros. Estudios y Licitación 05 meses Diseño definitivo 03 meses Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 200 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

42 LT. CAJAMARCA NORTE CARHUAQUERO 220 kv Departamentos : Cajamarca Lugar : Zona de la Sierra Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad. Tensión : 220 kv Longitud : 155 km Capacidad de transmisión : 150 MVA Número de circuitos : 1 Estudios y Licitación 05 meses Diseño definitivo 03 meses Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 23 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

43 LT. ICA MARCONA 220 KV (SEGUNDA TERNA) Departamentos : Ica Lugar : Zona de la Costa Sistema Eléctrico Interconectado Nacional El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad desarrollado por REP. Tensión : 220 kv Longitud : 155 km Capacidad de transmisión : 140 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente) Estudios y Licitación 05 meses Diseño definitivo 03 meses Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa. Estimado para el año El costo de inversión estimado asciende a US $ 25,1 millones. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD