ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA FIJACIÓN DE PEAJES DE SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE EDELNOR

Transcripción

1 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA FIJACIÓN DE PEAJES DE SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN DE EDELNOR Lima, Agosto de 2008

2 OBJETIVO El objetivo general del estudio es definir las acciones, económicamente eficientes, que son necesarias para garantizar la operación del Sistema de Transmisión de EDELNOR S.A., dentro del horizonte de proyección analizado, cumpliendo con los estándares mínimos de calidad de producto y de servicio exigidos por las normas que rigen sus actividades. De esta manera, el estudio establece las inversiones que son necesarias efectuar y constituye el sustento de la propuesta de los peajes y compensaciones que corresponden al mismo, conforme a lo señalado en la norma: Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (Resolución OSINERGMIN OS/CD).

3 CONTENIDO DEL ESTUDIO En la primera parte del informe presentado a OSINERGMIN se describen los antecedentes que caracterizan el marco general en el que ha sido desarrollado el estudio y se define el objetivo general del mismo, para luego presentar una descripción de la metodología adoptada para proyectar la demanda, con los correspondientes resultados obtenidos. Seguidamente, se describe la metodología seguida para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar, con los resultados obtenidos al respecto. Una vez definido el Sistema Eléctrico a Remunerar, se presentan los costos de inversión y los costos de Operación y Mantenimiento correspondientes. Finalmente, se presenta la propuesta de peajes y compensaciones, así como las fórmulas de actualización correspondientes.

4 SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL Ecuador Colombia Machala Zarumilla Zorritos Tumbes A M TUMBES A Mancora Z O Malacas PIURA N Talara Verdun A El Arenal Sullana S Curumuy C Chulucanas A Paita Piura Huancabamba J C.H. Muyo Yurimaguas La Unión Piura A Oeste Morropon M Bagua Chica Sechura LaPampa A Jaen Moyobamba Occidente Bagua Grande R Constante Olmos C Rioja LAMBAYEQUE A Gera Motupe C.H. Tarapoto Laviña Carhuaquero Illimo Celendin Tuman Bellavista Chiclayo Pomalca Cayalti Oeste Cajamarca SAN MARTIN Cajamarca Guadalupe Gallito Nueva Ciego Pacasmayo Cajabamba Tocache Otuzco Charat Motil Trujillo Norte LA LIBERTAD Corongo Virú Stgo. Aucayacu Chuco M. Aguila Santa C. del Pato Océano Pacífico LEYENDA Chimbote Chimbote Sur Casma CENTRAL HIDRÁULICA CENTRAL TÉRMICA Caraz San Carhuaz Jacinto Huaraz ANCASH Antamina Ticapampa Recuay Tingo Maria HUANUCO Aguaytia PASCO Marcona San Nicolas LORETO Yarinacocha Pucallpa UCAYALI Brasil Vizcarra Oxapampa Huarmey Villarica Paragsha II Yuncan Paramonga Cahua Yaupi Andahuasi Carhuamayo Yanango Huacho Caripa Malpaso Callahuanca Chimay Camisea Zapallal Matucana Oroya JUNIN Pachachaca Ventanilla Huampani Huayucachi MADRE DE DIOS Chavarría CUSCO Santa Rosa Huinco Pomacocha Mantaro Chahuares Balnearios Huancavelica San Juan LIMA Restitución Quillabamba Cobriza Sta. María San Cañete Ingenio Huanta Machupicchu CachimayoInca Gabán II Caudalosa Paucartambo Tambo de Mora Cusco Chincha HUANCAVELICA Ayacucho Pisac San Rafael Acería Pisco Dolorespata Independencia Andahuaylas Pisco Monterosa Combapata Antaura Paracas Abancay s Cangallo Villacurí APURIMAC Chuquibambilla Sta. Margarita Sicuani Tacama Chalhuanca Ayaviri Azángaro ICA Cotaruse Tintaya Palpa Nazca Puquio PUNO Huancané AYACUCHO Bella Unión IQUITOS REPARTICION Juliaca Puno AREQUIPA Charcani IV Charcani V Ilave Charcani VI Pomata Socabaya MOQUEGUA Chilina Montalvo C. Verde Botiflaca Mollendo Toquepala T.V. Carbon Aricota 1 Ref. Ilo Challahuaya CT. Ilo TACNA Toquealto Aricota 2 Tarata Ilo Locumba Calana Tomasiri Tacna La Yarada B o l i v i a SUBESTACIÓN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kv LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 138 kv LÍNEAS DE TRANSMISIÓN kv Chile

5 SISTEMA ELECTRICO AT EDELNOR S.A.A. JICAMARCA 1x25 MVA DE EDEGEL DE EDEGEL CERRO LA MOLINA LUZ DEL SUR CHANCAY 1x8,7 + 1x25 MVA CERRO BLANCO CHANCAY Y HUARAL 14,1 km 34,9 km HUARAL 1x17,2 + 1x25 MVA 42,4 km 42,4 km ANCON 2x6 MVA De ANCON de ZAPALLAL DEL MANTARO ZAPALLAL ETECEN A PARAMONGA 9,6 km ZAPALLAL 1x17.2+1x25 MVA CERRO GRANDE 4,4km 4,4 PUENTE PIEDRA 2x25 MVA 6,2 km CAUDIVILLA 2x25 MVA VENTANILLA 1x25 MVA 15,1 km 5,8 km 18,6 km OCEANO PACIFICO 13,7 km RIO CHILLON INFANTAS 2x25 MVA LA PAMPILLA 3,9 km 7,0 km 6,6 km 9,1km C.T. VENTANILLA 15,1 km NARANJAL 3x25 MVA 4,0 km CHAVARRIA 3x25 MVA LEYENDA 8,2 km EDEGEL 7,5 km 6,8/4,6 km OQUENDO 2 x 25 MVA CANTO GRANDE 2x25 MVA 8,4 Km CHAVARRIA 2x180+1x120+1x85 MVA 9,5 km 9,1 km TOMAS VALLE 3x25 MVA Línea 60kV, Aéreo Línea 60kV, Subterráneo Línea 220kV, Aéreo Línea 220kV, Subterráneo Línea 60kV, propiedad de terceros Línea 220kV, propiedad de terceros Central Térmica de terceros Transformador Potencia 220/60kV Transformador Potencia 60/10kV STA ROSA 1x x 85 MVA 6,98 km RIO RIMAC 2,8/2,9 km TACNA 3x25 MVA INDUSTRIAL 1X25 MVA MIRONES 3x25 MVA 1x x85 MVA BARSI 2x25 MVA 4,1 km 3,0 Km 3,8 km STA ROSA 4x25 MVA 2,6km 8,5 km 3,3 km 5,6km SANTA MARINA 2x25 PANDO 2x25 MVA 8,8 km MARANGA 2x25 MVA 5,6 km LA PUNTA PERSHING 2x25 MVA

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7 ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN N DE DEMANDA

8 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 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 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 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 VENTAS DE ENERGÍA Histórico

13 Ventas de Energía Datos Históricos VENTAS DE ENERGÍA DE EDELNOR S.A.A. (MWh) AÑO MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE A NIVEL EMPRESA AT MT BT TOTAL MAT AT MT TOTAL MAT AT MT BT TOTAL

14 ENERGÍA (MW VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - EDELNOR S.A.A. MERCADO REGULADO AT MT BT TOTAL ENERGÍA (MW AT MT BT TOTAL VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - EDELNOR S.A.A. MERCADO LIBRE AÑO AÑO ENERGÍA (MW AT MT BT TOTAL VENTAS ANUALES DE ENERGÍA (MWh) - EDELNOR S.A.A. A NIVEL EMPRESA AÑO

15 Evolución de máxima demanda de potencia MW Incremento Demanda P =81 MW 13% ( ) Incremento Demanda P =182 MW 27% ( )

16 Máxima demanda / Potencia instalada MW SE Chavarría TR 120 MVA P INST = 785 MVA Pot = 120 MVA (1996) SE Chavarría TR 180 MVA P INST = 880 MVA Pot = 95 MVA (2001) 836 SE Chavarría TR 180 MVA Santa Rosa TR 120 MVA P INST = 975 MVA Pot = 95 MVA ( ) 926 SE Chillón TR 120 MVA P INST = 1095 MVA Pot = 120 MVA (2008) % 89% 99% 99% 106%

17 PRODUCTO BRUTO INTERNO

18 PBI Nacional vs PBI Lima TASA DE VARIACION DEL PBI NACIONAL Y TASA DE VARIACION DEL PBI DEL DEPARTAMENTO DE LIMA 18.00% 16.00% 14.00% 12.00% 10.00% 8.00% 6.00% 4.00% 2.00% 0.00% -2.00% % AÑOS Tasa Nacional Tasa Lima (Datos Apoyo S.A.) Tasa Lima (Datos INEI) Tasas de PBI Nacional son similares a PBI Lima Usamos el PBI Nacional debido a que se disponen de datos oficiales históricos como proyectados.

19 PBI Nacional Datos Históricos PBI NACIONAL A PRECIOS CONSTANTES DE 1994 (Millones de Nuevos Soles) MMM - MEF* INEI Apoyo S.A. Proyeccione Valores de Trabajo Año Tasa Crec. Tasa Crec. Tasa Crec. BBVA Tasa Crec. PBI PBI PBI PBI % % % Tasa % % Nota: Los valores del PBI a precios de 1994 en la Columna MMM-MEF, se calcularon empleando las tasas de crecimiento real publcadas en este documento Para el estudio se ha considerado: 1991 a 1999, Datos del INEI al 2006, Datos MMM-Ministerio Economía y Finanzas

20 PBI Nacional Proyectado (PBI Optimista) EVOLUCIÓN DEL PBI NACIONAL (Millones de Nuevos Soles de 1994) ESCENARIO OPTIMISTA AÑO PBI Tasa. Crec. (%) % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % MMM - MEF Estimaciones CAIS Para el PBI Optimista se ha considerado: Del 2007 al 2010, las tasas proyectadas en el Marco Macroeconómico Multianual del Ministerio de Economía y Finanzas Del 2011 al 2026, una tasa igual al promedio de las tasas del periodo de crecimiento del 2002 al 2010

21 PBI Nacional Proyectado (PBI Medio) EVOLUCIÓN DEL PBI NACIONAL (Millones de Nuevos Soles de 1994) ESCENARIO MEDIO AÑO PBI Tasa. Crec. (%) % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Para el PBI Medio se ha considerado: Del 2007 al 2026, una tasa igual al promedio de las tasas desde 1992 hasta las proyectadas al 2010 Estimaciones CAIS

22 PBI Nacional Proyectado (PBI Conservador) EVOLUCIÓN DEL PBI NACIONAL (Millones de Nuevos Soles de 1994) ESCENARIO CONSERVADOR AÑO PBI Tasa. Crec. (%) % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Para el PBI Conservador se ha considerado: Del 2007 al 2026, una tasa igual al promedio de las tasas desde 1992 hasta 1998 Estimaciones CAIS

23 PBI NACIONAL (Histórico y Proyectado) A precios constantes de PBI Nacional Proyectados Histórico AÑOS PBI ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO MEDIO ESCENARIO PESIMISTA Millones N

24 POBLACIÓN

25 Población Datos Históricos DATA PROYECTADA DE LA POBLACIÓN AÑO DPTO. LIMA Censo Pobl. (1) Tasa Crecim. Población Estimada ,478, % % % % % % % % % % % ,153, % Encuesta Nacional de Población INEI Estimada a partir de la Encuesta Nacional de Población INEI Población de Lima de acuerdo a Censo Nacional de Población del INEI de 1993 y 2005 Para los años intermedios se estimó una tasa media constante.

26 Población Datos Proyectados DATA PROYECTADA DE LA POBLACIÓN AÑO DPTO. LIMA Tasa Crecim. Población Estimada % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Proyección INEI Estimada a partir de la tasa proyectada por INEI Del 2006 al 2020 se considera la Proyección de Población de Lima realizada por el INEI. Del 2021 al 2026 se proyecta una tasa constante igual a la tasa de crecimiento proyectada para el 2020 por INEI.

27 NÚMERO DE CLIENTES

28 Número de Clientes Datos Históricos AÑO NÚMERO CLIENTES Y PRECIO MEDIO DE ENERGIA DE EDELNOR S.A.A. MERCADO REGULADO MERCADO LIBRE POR NIVEL DE TENSIÓN AT MT BT TOTAL AT MT BT TOTAL AT MT BT TOTAL PRECIO MEDIO (Ctm S/./kW.h) , , , , , , , , , , , , , ,77 Se ha considerado la información publicada por OSINERG desde 1994 hasta 2006

29 Número de Clientes NUMERO DE CLIENTES A NIVEL EMPRESA Histórico Proyectado N CLIENT AÑOS

30 PRECIO MEDIO

31 Precio Medio Datos Históricos PRECIO MEDIO POR AÑO DE EDELNOR S.A.A. AÑO PRECIO MEDIO (Ctm S/./kW.h) Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERG Se ha considerado la información publicada por OSINERG desde 1994 hasta 2006 en lo correspondiente a EDELNOR-Lima

32 Precio Medio PRECIO MEDIO DE ENERGÍA Nuevos Sole Histórico Proyectado AÑOS

33 PROYECCIÓN DE VENTAS TOTALES DE ENERGÍA EN MT Y BT

34 Resumen de Proyección Método Econométrico DESCRIPCIÓN VENTAS (PBI+PRECIO+POBL.) VENTAS (PBI+PRECIO) VENTAS (PBI+POB.) VENTAS (PBI) VENTAS (PRECIO) VENTAS (POB.) VENTAS (PBI+CLI+POB.) VENTAS (PBI+CLI.) VENTAS (CLI.) Valor Inicial (GWh) , , , , , , , , ,28 Valor Final (GWh) , , , , , , , , ,92 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 4,79% 5,19% 4,83% 4,90% 3,92% 4,29% 4,95% 5,17% 4,88% R 2 0,9917 0,9834 0,9916 0,9693 0,6319 0,9454 0,9930 0,9852 0,8388 F 396, , , , , , , , ,4535 t critico = 2,2280 2,2010 2,2010 2,1790 2,1790 2,1790 2,2280 2,2010 2,1790 t PBI = 5, ,2827 7, ,4590 8, ,4176 t CLIENTES = 1,4049 3,4322 7,9028 t POBLACIÓN = 3,1362 5, ,4097 3,3378 t PRECIO = 0,2563 3,1362 4,5390 3,4322 Tasa de Crecimiento Prom. ( ) - PBI ESPERADO 4,64% 5,14% 4,66% 5,52% 0,00% 2,68% 4,63% 4,99% 2,04% EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO

35 RESUMEN DEL MÉTODO TENDENCIA - A NIVEL (BT+MT) DATA HISTÓRICA DESCRIPCIÓN EXPONENCIAL POLINÓMICA LOGARÍTMICA LINEAL POTENCIAL Tasa de Crecimiento Prom. ( ) 4,46% 4,41% 5,36% 4,59% 4,69% R 2 0,9839 0,9846 0,8149 0,9712 0,8690 Tasa de Crecimiento Prom. 4,46% 4,42% 0,75% 2,63% 0,99% ( ) EVALUACION MODELO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO ACEPTADO NO ACEPTADO

36 TASAS PROMEDIO DE PROYECCIÓN POR MODELO Modelos Aceptados Tasas Crecimiento ECONOMÉTRICOS TENDENCIA VENTAS (PBI+CLI+POB.) 4,63% VENTAS (PBI+CLI.) 4,99% VENTAS (PBI+POB.) 4,66% VENTAS (PBI) 5,52% VENTAS (POB.) 2,68% VENTAS (PBI+PRECIO+POBL.) 4,64% VENTAS (PBI+PRECIO) 5,14% EXPONENCIAL 4,46% POLINÓMICA 4,42% LINEAL 2,63%

37 AJUSTE FINAL A partir de estos resultados se ha estimado las tasas de crecimiento de las ventas globales de energía, año por año, tomando en cuenta dos tramos de para la evolución de la demanda: El primer tramo cubre el periodo que va del año 2008 al año 2010, donde se espera un mayor crecimiento de las ventas; entre otras razones porque en los últimos años se ha experimentado un gran crecimiento de las mismas (7,35% en el 2006 y 7,18% en el 2007 para las ventas combinadas en MT y BT a nivel de empresa) y se espera mantener un ritmo de crecimiento similar en los próximos años. Por otro lado las expectativas de crecimiento de la economía para el corto plazo aún son optimistas, a pesar de los problemas en el escenario internacional. En este sentido, para este periodo se ha tomado en cuenta sólo las tasas de crecimiento obtenidas con las siguientes ecuaciones econométricas: Ventas (PBI,CLI), Ventas (PBI) y Ventas (PBI, PRECIO). El segundo tramo tiene su inicio en el año 2011 y para el mismo se han tomado en cuenta promedio de las tasas de crecimiento obtenidas.

38 AÑO VENTAS (PBI,CLI,POB) VENTAS (PBI,CLI) VENTAS (PBI,POB) MÉTODO ECONOMÉTRICO VENTAS (PBI) VENTAS (POB) VENTAS (PBI,PRECIO,POBL) VENTAS (PBI,PRECIO) MÉTODO TENDENCIAS EXPONENCIAL POLINÓMICA LINEAL VENTAS AJUSTE FINAL TASA DE CREC. (%) ,92% 6,76% 6,04% 6,24% ,25% 7,15% 6,44% 6,62% ,85% 7,87% 7,13% 7,29% ,40% 4,81% 4,41% 5,33% 2,48% 4,40% 4,86% 4,46% 4,75% 3,08% 4,30% ,39% 4,80% 4,41% 5,31% 2,45% 4,39% 4,86% 4,46% 4,72% 2,99% 4,28% ,39% 4,79% 4,40% 5,29% 2,43% 4,38% 4,87% 4,46% 4,68% 2,90% 4,26% ,38% 4,78% 4,40% 5,27% 2,40% 4,38% 4,87% 4,46% 4,63% 2,82% 4,24% ,38% 4,77% 4,39% 5,26% 2,37% 4,37% 4,88% 4,46% 4,59% 2,74% 4,22% ,37% 4,76% 4,39% 5,24% 2,35% 4,37% 4,88% 4,46% 4,53% 2,67% 4,20% ,37% 4,75% 4,39% 5,23% 2,33% 4,36% 4,89% 4,46% 4,48% 2,60% 4,19% ,37% 4,75% 4,38% 5,22% 2,31% 4,36% 4,89% 4,46% 4,43% 2,54% 4,17% ,37% 4,74% 4,38% 5,20% 2,28% 4,36% 4,89% 4,46% 4,37% 2,47% 4,15% ,37% 4,74% 4,38% 5,19% 2,26% 4,36% 4,90% 4,46% 4,31% 2,41% 4,14% ,67% 4,73% 4,77% 5,18% 3,55% 4,77% 4,90% 4,46% 4,26% 2,36% 4,37% ,65% 4,73% 4,75% 5,17% 3,49% 4,75% 4,90% 4,46% 4,20% 2,30% 4,34% ,64% 4,73% 4,73% 5,16% 3,44% 4,73% 4,91% 4,46% 4,14% 2,25% 4,32% ,63% 4,73% 4,71% 5,15% 3,39% 4,71% 4,91% 4,46% 4,08% 2,20% 4,30% ,61% 4,72% 4,69% 5,14% 3,34% 4,69% 4,91% 4,46% 4,03% 2,15% 4,28% ,60% 4,72% 4,68% 5,13% 3,30% 4,67% 4,91% 4,46% 3,97% 2,11% 4,26% ,59% 4,72% 4,67% 5,13% 3,25% 4,66% 4,92% 4,46% 3,91% 2,06% 4,24% Promedio ( ) 4,48% 4,99% 4,53% 5,52% 2,79% 4,51% 5,14% 4,46% 4,36% 2,51% 4,62%

39 PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA EN BT

40 Método de Tendencia AÑO TASAS POR EL MÉTODO TENDENCIAS EXPONENCIAL_BT POLINÓMICA_BT VENTAS AJUSTE FINAL TASA DE CREC. (%) VENTAS BT (GWh) ,97% 4,84% 4,40% ,97% 4,86% 4,42% ,97% 4,87% 4,42% ,97% 4,87% 4,42% ,97% 4,86% 4,42% ,97% 4,84% 4,41% ,97% 4,81% 4,39% ,97% 4,78% 4,37% ,97% 4,74% 4,35% ,97% 4,69% 4,33% ,97% 4,65% 4,31% ,97% 4,60% 4,28% ,97% 4,54% 4,26% ,97% 4,49% 4,23% ,97% 4,43% 4,20% ,97% 4,37% 4,17% ,97% 4,31% 4,14% ,97% 4,25% 4,11% ,97% 4,20% 4,08% ,97% 4,14% 4,05% PROMEDIO 3,97% 4,61% 4,29%

41 Tasa Crecim. Anual Fuente de Datos Año BT+MT AT BT+MT+AT Población INEI, ,94% 0,00% 7,76% PBI Nacional INEI, MEF ,39% 33,24% 7,93% Ventas de Energía OSINERG, ,20% 24,95% 8,63% Precio Medio OSINERG, ,85% 6,21% 4,89% Clientes OSINERG, ,71% 0,00% 4,57% ,24% 0,00% 4,14% ,22% 0,00% 4,14% ,14% 0,00% 4,08% ,80% 3,22% 4,77% VENTAS DE ENERGÍA (GWh) Energía (GW BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN ALTA TENSIÓN TOTAL BAJA TENSIÓN 2 703, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,6 MEDIA TENSIÓN 1 962, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,5 ALTA TENSIÓN 107,2 107,2 142,9 178,5 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 TOTAL 4 773, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 AÑOS

42 PROYECCIÓN ESPACIAL DE LA DEMANDA

43 SISTEMAS ELECTRICOS DE EDELNOR SEIN SEIN PARAMONGA NUEVA 220KV HUACHO ETECEN 220KV CHAVARRIA 220KV SANTA ROSA 220KV BARSI 220KV MOYOPAMPA 66KV 66KV ANDAHUASI SISTEMA HUACHO-SUPE EN 66 KV (2 SET DE 66/10kV) SISTEMA LIMA NORTE EN 60 KV (21 SET DE 60/10kV) SISTEMA HUARAL-CHANCAY EN 60 KV (2 SET DE 60/10kV)

44 VENTAS EN EL SISTEMA LIMA NORTE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - SISTEMA LIMA NORTE AÑO Mercado Libre Mercado Regulado AT MT TOTAL AT MT BT TOTAL TOTAL ,

45 VENTAS EN HUARAL-CHANCAY Y HUACHO-SUPE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - SISTEMA HUARAL-CHANCAY AÑO Mercado Libre Mercado Regulado AT MT TOTAL AT MT BT TOTAL TOTAL VENTAS DE ENERGÍA (MWh) - SISTEMA HUACHO-SUPE AÑO Mercado Libre Mercado Regulado AT MT TOTAL AT MT BT TOTAL TOTAL

46 APLICACIÓN N DEL METODO DE TENDENCIAS A CADA SISTEMA PROCEDIMIENTO o Se efectúa para las ventas en MT y BT, de cada uno de los sistemas, los siguientes cálculos de ajuste: Ejemplo: Ajuste a una curva exponencial Ajuste a una curva polinómica Ajuste a una curva Logarítmica Ajuste lineal o Se selecciona las curvas de ajuste con mejor coeficiente R 2, evaluando el comportamiento de la curva en el horizonte de proyección o Con las curvas seleccionadas se calculan las tasas proyectadas para cada uno de los sistemas de manera independiente

47 RESUMEN DE TASAS DE CRECIMIENTO PARA VENTAS EN BT+MT

48 RESUMEN DE TASAS DE CRECIMIENTO PARA VENTAS EN BT

49 PROYECCION DE VENTAS AJUSTADAS A LA DEMANDA GLOBAL AÑO T.C. SISTEMA / NIVEL DE TENSION Prom. ( ) LIMA NORTE BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN GWh 2.576, , , , , , , , , , , ,2 T.C. (%) 4,31% 4,33% 4,35% 4,36% 4,36% 4,35% 4,35% 4,34% 4,32% 4,30% 4,06% 4,26% GWh 1.849, , , , , , , , , , , ,5 T.C. (%) 8,71% 9,46% 10,83% 4,09% 4,05% 4,01% 3,98% 3,96% 3,94% 3,92% 4,31% 4,96% HUARAL HUACHO SUBTOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTOTAL BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTOTAL BAJA TENSIÓN GWh 4.426, , , , , , , , , , , ,7 T.C. (%) 6,15% 6,53% 7,20% 4,23% 4,22% 4,20% 4,18% 4,17% 4,15% 4,13% 4,17% 4,56% GWh 48,6 51,6 54,7 57,8 61,0 64,3 67,6 71,1 74,6 78,2 81,8 124,0 T.C. (%) 6,13% 5,93% 5,73% 5,55% 5,38% 5,22% 5,07% 4,94% 4,81% 4,70% 3,96% 4,79% GWh 64,8 73,4 83,6 96,1 103,8 111,8 120,3 129,2 138,8 148,8 159,6 324,3 T.C. (%) 13,28% 13,84% 15,06% 7,91% 7,74% 7,59% 7,46% 7,36% 7,27% 7,20% 7,38% 8,41% GWh 113,4 125,0 138,2 153,9 164,7 176,1 187,9 200,3 213,3 227,0 241,4 448,3 T.C. (%) 10,22% 10,57% 11,37% 7,02% 6,86% 6,72% 6,60% 6,50% 6,41% 6,34% 6,41% 7,12% GWh 78,8 83,8 88,9 94,2 99,6 105,2 111,0 116,9 122,9 129,2 135,5 208,5 T.C. (%) 6,28% 6,11% 5,94% 5,78% 5,62% 5,47% 5,32% 5,18% 5,05% 4,93% 4,06% 4,98% GWh 47,8 50,2 53,1 56,8 57,1 57,4 57,6 57,9 58,1 58,4 58,6 64,1 T.C. (%) 5,02% 5,72% 7,03% 0,52% 0,48% 0,45% 0,44% 0,43% 0,43% 0,44% 1,11% 1,49% GWh 126,7 134,0 142,0 151,0 156,7 162,6 168,6 174,8 181,1 187,5 194,2 272,5 T.C. (%) 5,80% 5,96% 6,35% 3,80% 3,75% 3,70% 3,65% 3,61% 3,57% 3,53% 3,35% 3,91% GWh 2.703, , , , , , , , , , , ,6 T.C. (%) 4,40% 4,42% 4,42% 4,42% 4,42% 4,41% 4,39% 4,37% 4,35% 4,33% 4,05% 4,29% TOTAL [CONTINUA ] GWh 1.962, , , , , , , , , , , ,9 MEDIA TENSIÓN EDELNOR T.C. (%) 8,77% 9,52% 10,90% 4,15% 4,11% 4,08% 4,06% 4,04% 4,02% 4,01% 4,46% 5,05% TOTAL GWh 4.666, , , , , , , , , , , ,5 T.C. (%) 6,24% 6,62% 7,29% 4,30% 4,28% 4,26% 4,24% 4,22% 4,20% 4,19% 4,24% 4,62%

50 VENTAS DE ENERGIA POR SET EN MWh SISTEMA LIMA NORTE HUARAL-CHANCAY HUACHO-SUPE SUBESTACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (SET) SANTA MARINA SANTA ROSA TACNA TOMAS VALLE VENTANILLA ZAPALLAL LA PAMPILLA TOTAL LIMA NORTE CHANCAY HUARAL TOTAL HUARAL-CHANCAY HUACHO SUPE TOTAL HUACHO-SUPE TOTAL EDELNOR BARRA MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL MT AT TOTAL AÑOS

51 ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET EN MWh Las pérdidas por sistema y por nivel de tensión (MT y BT) son las que se muestran en la Tabla Tabla 10.4 Pérdidas de distribución por sistema Pérdidas de Distribución Sistema Media Tensión Baja Tensión Lima Norte 1,2931% 8,9999% Huaral-Chancay 1,5166% 8,3662% Huacho-Supe 1,5166% 8,3662% Los valores de la Tabla 10.4 son los establecidos mediante Resolución OSINERG N OS/CD y se aplican directamente a las ventas.

52 ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET EN MWh SISTEMA LIMA NORTE SET TARIF AÑOS A BT PANDO MT AT TOTAL BT PERSHING MT AT TOTAL BT PUENTE PIEDRA MT AT TOTAL BT SANTA MARINA MT AT TOTAL BT SANTA ROSA MT AT TOTAL BT TACNA MT AT TOTAL BT TOMAS VALLE MT AT TOTAL BT VENTANILLA MT AT TOTAL BT ZAPALLAL MT AT TOTAL BT LA PAMPILLA MT AT TOTAL BT TOTAL LIMA NORTE MT AT TOTAL

53 SECUENCIA DEL CALCULO DE LA DEMANDA DE POTENCIA ENERGIA DISTRIBUIDA POR SET DEMANDA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN MAXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR SET BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE SET AT/MT DEMANDA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SISTEMA BALANCE OFERTA DEMANDA A NIVEL DE SISTEMA DEMANDA A NIVEL DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION MAPA DE DENSIDADES ALTERNATIVAS DE AMPLIACION DEL SISTEMA

54 FACTORES FC, FCP Y FS POR SET FACTORES EN MT POR SET SET FP FCP FC FS Ancón 0,95 0,65 0,44 0,62 Barsi 0,95 0,79 0,62 0,78 Canto Grande 0,95 1,00 0,63 1,00 Caudivilla 0,95 0,86 0,48 0,86 Chavarría 0,95 1,00 0,65 0,98 Industrial 0,95 0,70 0,60 0,66 Infantas 0,95 0,93 0,62 0,93 Jicamarca 0,95 0,78 0,43 0,80 Maranga 0,95 0,90 0,60 0,90 Mirones 0,95 0,98 0,74 0,91 Naranjal 0,95 0,97 0,68 0,94 Oquendo 0,95 0,85 0,62 0,85 Pando 0,95 0,87 0,59 0,98 Pershing 0,95 0,99 0,65 0,93 Puente Piedra 0,95 0,86 0,53 0,95 Santa Marina 0,95 0,93 0,60 0,92 Santa Rosa 0,95 0,93 0,64 0,98 Tacna 0,95 0,94 0,60 0,94 Tomás Valle 0,95 1,00 0,65 0,95 Ventanilla 0,95 0,91 0,49 0,92 Zapallal 0,95 0,92 0,48 0,90

55 Máxima Demanda por SET en el Sistema Lima Norte en MW SISTEMA ELECTRICO LIMA NORTE SET ANCON BARSI CANTO GRANDE CAUDIVILLA CHAVARRIA INDUSTRIAL INFANTAS JICAMARCA MARANGA MIRONES NARANJAL OQUENDO PANDO PERSHING PUENTE PIEDRA SANTA MARINA SANTA ROSA TACNA TOMAS VALLE VENTANILLA ZAPALLAL PAMPILLA TOTAL LIMA NORTE BARRA AÑOS MT 5,29 5,57 5,88 13,33 17,14 20,96 24,80 28,64 32,50 36,37 40,25 48,03 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 41,07 43,95 47,26 51,27 53,41 55,63 57,93 60,31 62,78 65,34 67,99 102,66 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 46,45 51,99 54,74 57,86 60,21 62,65 65,19 67,83 70,58 73,43 76,38 113,59 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 38,42 40,28 42,28 44,47 46,39 48,39 50,48 52,65 54,91 57,25 59,69 89,91 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 71,98 78,67 85,89 93,20 96,89 100,73 104,70 108,83 113,11 117,56 122,17 181,17 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 23,55 25,42 27,61 30,30 31,56 32,85 34,18 35,57 36,99 38,47 40,01 60,46 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 53,80 56,78 60,07 63,84 66,56 69,40 72,35 75,42 78,60 81,90 85,33 128,64 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 16,81 17,58 18,39 19,27 20,11 20,98 21,89 22,83 23,82 24,84 25,90 39,01 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 42,06 44,60 47,46 50,79 52,94 55,18 57,50 59,91 62,42 65,01 67,71 102,12 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 69,65 76,43 83,10 89,64 93,27 97,02 100,91 104,94 109,12 113,45 117,94 176,39 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 42,70 47,97 51,07 54,74 56,95 59,23 61,60 64,06 66,61 69,26 72,00 107,35 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 35,42 40,48 48,00 56,27 63,20 69,42 72,14 74,96 77,88 80,91 84,04 125,39 AT 31,40 31,40 34,77 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 38,14 MT 46,40 49,20 52,34 56,01 58,39 60,86 63,42 66,08 68,84 71,70 74,67 112,63 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 49,57 51,99 54,60 57,46 59,94 62,53 65,22 68,02 70,93 73,96 77,10 116,14 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 23,18 24,71 26,44 28,50 29,70 30,94 32,23 33,57 34,96 36,40 37,89 57,18 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 38,42 40,61 43,06 45,88 47,83 49,87 51,98 54,17 56,45 58,81 61,27 92,38 AT 6,700 6,70 11,12 15,55 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 18,03 MT 83,90 89,33 95,50 102,83 107,16 111,66 116,32 121,15 126,17 131,36 136,76 206,37 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 61,86 65,09 68,63 72,61 75,73 78,97 82,35 85,86 89,51 93,29 97,23 146,52 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 51,34 54,43 57,88 61,92 64,55 67,28 70,11 73,05 76,11 79,27 82,56 124,52 AT 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 3,76 MT 18,19 19,11 20,11 21,21 22,13 23,08 24,07 25,10 26,17 27,28 28,44 42,85 AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 11,85 12,40 12,99 13,62 14,21 14,83 15,47 16,14 16,83 17,55 18,30 27,57 AT 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 MT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 AT 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 12,90 MT 871,93 936, , , , , , , , , , ,87 AT 55,46 55,46 63,25 71,04 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52 73,52

56 Nuevos clientes Clientes MT: Nivel Potencia Potencia Incremento de Potencia ( MW) Cliente de Tensión Contratada Contratada Final ( kv) (MW) (MW) Inversiones Oregon ( Grupo Wong ) 10 0,0 3,0 3,0 2,0 0,0 0,0 0,0 8,0 Proyecto Piedras Gordas 10 0,0 0,0 14,0 7,0 0,0 14,0 0,0 35,0 Parque Porcino 10 0,0 0,0 8,0 8,0 8,0 8,0 0,0 32,0 Inca Garmets EIRL. 10 0,0 2,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,5 Pesquera Diamante 10 5,0 6,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 11,5 Kimberly Clark 10 5,2 5,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,5 Celima 10 2,5 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,5 (*) No considera los clientes : Quimpac (65 MW), La Pampilla (30 MW), Tren eléctrico (20 MW). Clientes AT: Nivel Potencia Potencia Incremento de Potencia ( MW) Cliente de Tensión Contratada Contratada Final ( kv) (MW) (MW) Muelle Sur ( DP World ) 60 0,0 0,0 0,0 6,5 0,0 0,0 0,0 6,50 Neptunia 60 0,0 0,0 4,0 4,0 0,0 0,0 0,0 8,00

57 Ubicación de Nuevos Clientes Ancón Piedras Gordas 35,0 MW N Puente Piedra Kimberly Clark 5,3 MW Chillón Parque Porcino 32,0 MW V W PP Naranjal Inca Garmets 2,5 MW Oquendo CV Pesq. Diamante 6,5 MW Oquendo Neptunia 8,0 MW O TV I NJ CH CG J Canto Grande Celima 3,0 MW Santa Marina Muelle Sur 6,5 MW F K MA ID M PA Q T P Chavarría Inv. Oregón 8,0 MW Incremento de Carga Nuevo Suministro

58 MAPA DE DENSIDADES

59 Mapa de Densidad Años A Base 2007

60

61 Mapa de Densidad Años A 5 (2013)

62

63 Mapa de Densidad Año A o 10 (2018)

64

65 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR, COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS ESTANDAR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

66 CRITERIOS Y METODOLOGÍA GENERAL DEL PLANEAMIENTO DEL SISTEMA Para el planeamiento del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) de EDELNOR S. A. A. se han tomado en cuenta los siguientes criterios generales: El dimensionamiento de la capacidad de las instalaciones ha sido efectuado conforme al principio de adaptación a la demanda. El estudio de planeamiento comprende las SET MAT/AT, las líneas de transmisión en MAT y AT y las SET AT/MT. El planeamiento ha buscado que la configuración integral del sistema a desarrollar permita brindar un servicio de suministro de energía seguro, confiable y que cumpla con las prescripciones de las normas vigentes en el territorio nacional. Para la determinación del SER se ha aplicado criterios de selección de mínimo costo; tomando en cuenta los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de potencia y energía. Este criterio ha sido aplicado tanto a lo largo del proceso de selección de los componentes que forman parte de los sistemas, como a la solución final adoptada. El Plan de Inversiones ha sido elaborado a partir de la configuración real de los sistemas existentes. Los elementos que forman parte del sistema han sido dimensionados considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de los mismos, considerando distintas condiciones de operación. En los años comprendidos hasta el horizonte de planeamiento, se ha buscado optimizar el uso de las instalaciones existentes antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional.

67 METODOLOGÍA DE TRABAJO Diagnóstico de la situación actual La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema de transmisión de EDELNOR, permite establecer una línea base a partir de la cual se iniciará el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones del mismo. Para este fin se utilizan los resultados de la proyección de la demanda a nivel de SET, para realizar a partir de éstos un balance entre la potencia instalada existente en las SET del sistema y la demanda proyectada correspondiente. De esta manera, se identifica la situación actual y el nivel de sobrecarga que pueden experimentar las SET en el futuro.

68 Análisis de las alternativas de desarrollo del sistema los lineamientos generales de la metodología de trabajo adoptada para la determinación de las alternativas de ampliación óptima del Sistema Secundario de Transmisión de EDELNOR son los que se indica a continuación: Utilizando el mapa de densidades con las demandas esperadas en el año final, se establecen las áreas teóricas y las correspondientes demandas que deberían atender tanto a las SET AT/MT existentes como a las posibles SET AT/MT nuevas que son necesarias en el sistema. Para determinar la capacidad de las SET AT/MT en el año final, inicialmente se toma como referencia las posibilidades de ampliación de potencia que tienen las SET existentes, así como la potencia óptima que deberían tener las mismas. De esta manera, a través del mapa de densidades, se puede identificar los puntos en los que será necesario instalar SET AT/MT adicionales a las existentes. Sobre la base del análisis anterior, se establece la distribución de las SET AT/MT en el sistema y se define su potencia instalada en el año final del periodo de planeamiento.

69 De manera similar, se utiliza el mapa de densidades para establecer el área de influencia de las SET MAT/AT en el año final del periodo de planeamiento, tomando en cuenta la ubicación y las posibilidades de ampliación de la potencia instalada de las SET MAT/AT existentes. Esta evaluación inicial permitirá identificar la ubicación de nuevas subestaciones, si es que esto fuera necesario. A partir de la distribución de las SET en el año horizonte, tanto MAT/AT como AT/MT, se establece la posible configuración del sistema de transmisión en el año final del periodo de planeamiento. Esta configuración se realiza tomando en cuenta criterios de un trazo de ruta eficiente de las líneas de transmisión en zonas urbanas. Sobre la base de la definición de las características del sistema para el año horizonte, se procede a elaborar el equipamiento progresivo de las SET AT/MT de esta solución, año por año, desde el año inicial y de acuerdo con el crecimiento de la demanda. Sobre la base de las demandas y el equipamiento propuesto para las SET del sistema, se procede a efectuar el correspondiente análisis de flujo de potencia para establecer las características definitivas del sistema de transmisión, así como las necesidades de ampliación de las SET MAT/AT, en función al crecimiento de la demanda. A partir de los resultados del análisis del flujo de potencia, se realiza el análisis de cortocircuito que conducen a efectuar los ajustes o cambios finales a la solución adoptada.

70 DEFINICIÓN GENERAL DE ALTERNATIVAS DE EQUIPAMIENTO DE LAS SET 1. Alternativas sin cambio en el nivel tensión en AT Se ha observado que la alternativa de continuar operando todo el sistema en 60kV no resulta factible en el futuro, entre otras razones por la cantidad excesiva de líneas de transmisión adicionales que serían necesarias, así como también porque los niveles de las corrientes de cortocircuito superan la capacidad de los equipos AT instalados en las SET existentes. Por este motivo, luego de efectuar los análisis y cálculos correspondientes esta alternativa fue descartada, para formular alternativas que consideren cambios en el nivel de tensión en AT.

71 2. Alternativa con módulos de 150 MVA y cambio de la tensión de 60kV a 138kV Esta alternativa ha sido denominada de esta manera porque algunas SET pueden llegar a tener una potencia instalada de hasta 150MVA en el año final, y se prevé el cambio progresivo del nivel de tensión de 60kV a 138kV en partes del sistema. En esta alternativa se considera la continuidad de uso de los transformadores de 25MVA, de 60/10kV, mientras la demanda lo permita; en su actual ubicación o en otras SET. En este último caso se recurre a la rotación de los transformadores. Asimismo, se ha considerado la instalación de transformadores nuevos de 40 MVA, de dos devanados para operar en 60/10kV (se ha previsto este tipo de transformadores sólo en las SET Pershing y Tacna en el año 2009) Se considera también la instalación de transformadores nuevos de 40 MVA, de tres devanados para operar en 60/20/10kV En el caso de Huacho y Supe los transformadores nuevos tienen las tensiones 66/20/10kV, con potencias de 25MVA. Para el cambio progresivo del nivel de tensión del sistema, de 60kV a 138kV, se ha previsto la instalación de transformadores nuevos de 50MVA, de tres devanados, para operar en 138/20/10kV

72 Potencia instalada y máxima demanda esperada por SET en el Sistema Lima Norte

73 Transferencia de demandas coincidentes hacia la nueva SET UNI

74 Potencia instalada y máxima demanda en las SET nuevas en Lima Norte

75 PLAN DE OBRAS E INVERSIONES

76 Saturación Subestaciones AT/MT Condiciones Normales de Operación SISTEMA LIMA NORTE Subestaciones AT/MT Potencia Nivel de Carga Instalada MVA MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % INFANTAS % % % % % % TOMAS VALLE % % % % % % PERSHING % % % % % % CHAVARRIA % % % % % % CANTO GRANDE % % % % % % INDUSTRIAL % % % % % % MIRONES % % % % % % PANDO % % % % % % NARANJAL % % % % % % SANTA ROSA % % % % % % BARSI % % % % % % ANCON % % % % % % MARANGA % % % % % % TACNA % % % % % % OQUENDO % % % % % % SANTA MARINA % % % % % % CAUDIVILLA % % % % % % ZAPALLAL % % % % % % JICAMARCA % % % % % % PUENTE PIEDRA % % % % % % VENTANILLA % % % % % %

77 Saturación Subestaciones AT/MT Condiciones Normales de Operación SISTEMA HUARAL - CHANCAY Subestaciones AT/MT Potencia Nivel de Carga Instalada MVA MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % CHANCAY % % % % % % HUARAL % % % % % % SISTEMA HUACHO - SUPE Subestaciones AT/MT Potencia Nivel de Carga Instalada MVA MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % SUPE % % % % % % HUACHO % % % % % %

78 Resumen de Inversiones SET AT/MT

79 Resumen de Inversiones SET AT/MT

80 Saturación de SET s MAT/MT Condición Normal : Sistema Eléctrico Lima Norte Nivel de Carga Subestaciones de Interconexión 220/60 kv Potencia Instalada MVA MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % SUBSISTEMA CHAVARRÍA CHAVARRIA TR % % % % % % TR % % % % % % TR % % % % % % TR % 76 90% % % % Subtotal Chavarría BARSI TR % 78 92% 84 99% % % % TR % 78 92% 84 99% % % % TR % % % % % % Subtotal Barsi SUBSISTEMA SANTA ROSA SANTA ROSA TR % % % % % % TR % % % % % % Subtotal Santa Rosa

81 Resumen inversiones SET MAT/AT

82 Saturación de Líneas AT Operación Normal : Sistema Eléctrico Lima Norte Nivel de Carga Línea Transmisión LT Chavarría - Naranjal 60 kv 105% 113% 121% 129% 138% 146% LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv 87% 94% 100% 106% 113% 119% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 79% 86% 93% 100% 106% 113% LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv 78% 84% 89% 95% 101% 107% LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv 78% 84% 91% 97% 104% 110% LT Barsi - Maranga 60 kv 103% 110% 118% 125% 133% 140% LT S Rosa A - S Rosa N 60 kv L % 105% 112% 120% 128% 136% LT S Rosa N - Canto Grande 60 kv 83% 90% 97% 104% 111% 119% Operación Normal : Sistema Eléctrico Huaral - Chancay Nivel de Carga Línea Transmisión LT Ancón - Huaral - 60 kv 30% 34% 39% 43% 48% 52% LT Zapallal - Chancay - 60 kv 40% 46% 52% 58% 65% 71% LT Zapallal - Ancón - 60 kv 42% 47% 53% 58% 63% 68% Operación Normal : Sistema Eléctrico Huacho - Supe Nivel de Carga Línea Transmisión LT Huacho (REP) - Huacho Edelnor 66 kv 35% 38% 42% 45% 48% 52% LT Paramonga Existente (REP) - Supe 66 kv 47% 50% 54% 57% 60% 64%

83 Saturación de Líneas AT Simple contingencia N-1 : Sistema Lima Norte Nivel de Carga Componente Bajo Contingencia Componente Afectado LT Chavarría - Barsi 220 kv 1 LT Chavarría - Barsi 220 kv 2 98% 106% 114% 122% 130% 138% LT Chavarría - Barsi 220 kv 2 LT Chavarría - Barsi 220 kv 1 97% 105% 113% 121% 129% 137% LT Chavarría - Naranjal 60 kv LT Chavarría - Infantas 60 kv 190% 207% 224% 241% 258% 276% LT Infantas - Naranjal 60 kv 81% 90% 98% 107% 115% 124% LT Chavarría - Infantas 60 kv LT Chavarría - Naranjal 60 kv 186% 201% 216% 231% 246% 261% LT Infantas - Naranjal 60 kv 108% 116% 124% 132% 140% 147% LT Infantas - Naranjal 60 kv LT Chavarría - Infantas 60 kv 106% 113% 120% 128% 135% 142% LT Chavarría - Naranjal 60 kv 76% 83% 89% 96% 103% 110% LT Chavarría - Tomas Valle 1-60 kv LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv 129% 139% 148% 158% 168% 178% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 90% 97% 105% 113% 120% 128% LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv LT Chavarría - Tomas Valle 1-60 kv 114% 122% 131% 140% 149% 158% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 103% 112% 120% 129% 138% 147% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv 124% 135% 145% 155% 165% 175% LT Tomas Valle - Oquendo - 60 kv 98% 105% 112% 119% 126% 134% LT Chavarría - Tomas Valle 1-60 kv 77% 84% 90% 97% 103% 109% LT Tomas Valle - Oquendo - 60 kv LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 110% 119% 129% 139% 149% 159% LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv 124% 135% 147% 159% 170% 182% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 108% 117% 127% 137% 147% 157% LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv 101% 109% 117% 125% 133% 141% LT Oquendo - La Pampilla - 60 kv 110% 120% 130% 140% 151% 161% LT La Pampilla - Ventanilla - 60 kv 99% 109% 119% 129% 139% 149% LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv 112% 122% 131% 140% 150% 159% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 111% 121% 131% 141% 151% 161% LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv 103% 111% 119% 127% 135% 143% LT Oquendo - La Pampilla - 60 kv 116% 126% 137% 147% 157% 168% LT La Pampilla - Ventanilla - 60 kv 105% 115% 125% 135% 146% 156% LT Oquendo - La Pampilla - 60 kv LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv 119% 130% 142% 153% 165% 176% LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv 105% 114% 124% 133% 142% 152% LT La Pampilla - Ventanilla - 60 kv LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv 111% 122% 133% 144% 155% 166% LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv 100% 109% 118% 127% 135% 144% LT Ventanilla - Zapallal - 60 kv LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv 89% 97% 105% 114% 122% 131% LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv 85% 92% 99% 106% 114% 121% LT Zapallal - Puente Piedra - 60 kv LT Chavarría - Caudivilla - 60 kv 93% 100% 108% 115% 123% 131% LT Caudivilla - Zapallal - 60 kv LT Chavarría - Puente Piedra - 60 kv 85% 93% 101% 109% 116% 124% LT Chavarría - Oquendo - 60 kv 84% 92% 99% 107% 114% 122% LT Chavarría - Tomas Valle 2-60 kv 89% 96% 103% 110% 117% 124%

84 Saturación de Líneas AT Simple contingencia N-1 : Sistema Lima Norte (Cont.) Nivel de Carga Componente Bajo Contingencia Componente Afectado LT Chavarría - Mirones - 60 kv 1 ó 2 LT Chavarría - Mirones - 60 kv el otro 100% 110% 119% 129% 138% 148% LT Mirones - Barsi 60 kv 59% 64% 68% 73% 78% 83% LT Barsi - Pando 60 kv 62% 67% 72% 77% 81% 86% LT Barsi - Pershing 60 kv LT Barsi - Maranga 60 kv 150% 161% 172% 183% 194% 205% LT Maranga - Pershing 60 kv 105% 112% 119% 126% 133% 140% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 1 61% 67% 72% 78% 84% 89% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 2 56% 62% 67% 72% 78% 83% LT Barsi - Maranga 60 kv LT Barsi - Pershing 60 kv 90% 96% 103% 109% 116% 122% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 1 87% 94% 102% 110% 118% 125% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 2 80% 87% 95% 102% 109% 116% LT Maranga - Santa Marina 60 kv 105% 112% 119% 127% 134% 141% LT Maranga - Santa Marina 60 kv LT Barsi - Maranga 60 kv 118% 126% 134% 143% 151% 159% LT Barsi - Pershing 60 kv 58% 62% 66% 70% 74% 77% LT Maranga - Pershing 60 kv LT Barsi - Pershing 60 kv 92% 98% 104% 110% 116% 122% LT Barsi - Maranga 60 kv 73% 79% 85% 91% 97% 103% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 1 LT Barsi - Maranga 60 kv 117% 126% 135% 144% 153% 162% LT Barsi - Pershing 60 kv 60% 63% 67% 71% 74% 78% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 2 82% 90% 98% 106% 113% 121% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 2 LT Barsi - Maranga 60 kv 115% 124% 133% 142% 151% 159% LT Barsi - Santa Marina 60 kv 1 84% 92% 100% 108% 116% 124% LT Barsi - Pershing 60 kv 59% 63% 67% 71% 74% 78% LT S Rosa A - S Rosa N 60 kv L-701 LT Tacna - S Rosa 60 kv L % 128% 139% 150% 161% 172% LT Tacna - S Rosa 60 kv L % 131% 143% 154% 165% 177% LT S Rosa Vieja - Tacna 60 kv L % 66% 76% 86% 96% 106% LT Tacna - S Rosa 60 kv L-607 LT Tacna - S Rosa 60 kv L % 125% 133% 140% 147% 154% LT S Rosa A - S Rosa N 60 kv L % 109% 121% 133% 146% 158% LT Tacna - S Rosa 60 kv L-614 LT Tacna - S Rosa 60 kv L % 123% 130% 137% 144% 151% LT S Rosa A - S Rosa N 60 kv L % 106% 118% 130% 142% 155% LT S Rosa N - Canto Grande 60 kv LT S Rosa N - Jicamarca 60 kv 151% 156% 162% 167% 173% 173% LT Canto Grande - Jicamarca 60 kv 122% 128% 134% 140% 146% 146% LT S Rosa N - Jicamarca 60 kv LT S Rosa N - Canto Grande 60 kv 129% 139% 148% 158% 168% 178% LT Canto Grande - Jicamarca 60 kv LT S Rosa N - Canto Grande 60 kv 100% 109% 117% 125% 133% 141%

85 Saturación de Líneas AT Simple contingencia N-1 : Sistema Eléctrico Huaral - Chancay Nivel de Carga Componente Bajo Contingencia Componente Afectado LT Ancón - Huaral - 60 kv LT Zapallal - Chancay - 60 kv 76% 90% 103% 116% 130% 143% LT Zapallal - Chancay - 60 kv LT Zapallal - Ancón - 60 kv 93% 99% 105% 111% 117% 122% LT Ancón - Huaral - 60 kv 83% 89% 89% 89% 89% 89% Simple contingencia N-1 : Sistema Eléctrico Huacho - Supe Nivel de Carga Componente Bajo Contingencia Componente Afectado LT Huacho (REP) - Huacho Edelnor 66 kv LT Paramong a Existente (REP) - Sup e 66 kv 162% 175% 189% 202% 215% 229% LT Paramong a Existente (REP) - Supe 66 kvlt Huacho (REP) - Huacho Edelnor 66 kv 64% 68% 72% 76% 80% 84%

86 Resumen de Inversiones Líneas AT