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

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 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 SISTEMAS ELÉCTRICOS Se han analizado los sistemas eléctricos de transmisión considerados para el área de demanda de acuerdo al proyecto publicado por OSINERGMIN mediante Resolución No publicada el 26/03/2015, en su informe N GART, se agrupan por la Barra de Referencia, de la siguiente manera: 3

4 SISTEMAS ELÉCTRICOS 4

5 SISTEMAS ELÉCTRICOS 5

6 ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE DEMANDA 6

7 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 7

8 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 8

9 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. 9

10 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 10

11 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 el departamento de Ica. 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. 11

12 PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA 12

13 VENTAS DEL MERCADO REGULADO VENTAS HISTORICAS DE ENERGÍA (MWh) USUARIOS REGULADOS - A8 Mercado Regulado AÑO AT MT(1) BT(1) Sub-Total

14 PROYECCIÓN DE VENTAS DEL MERCADO REGULADO AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN (1) TOTAL Tasa de VENTAS (AT) MT BT VENTAS (AT+ MT+BT) Crecimiento % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % 14

15 PROYECCIÓN DE VENTAS POR SISTEMAS DEL MERCADO REGULADO PROYECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS (METODOS DE TENDENCIA) NO AJUSTADA AÑO Ica, Santa Margarita, Tacama Chincha, Chincha Baja Densidad Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa Rural Villacurí Coracora, Pausa, Chaviña, Incuyo, Tambo Quemado Bella Unión - Chala TOTAL TASA PROMEDIO 5.13% 4.64% 5.35% 6.02% 4.72% 5.07% 6.79% 5.18% 15

16 Tasas de Crecimiento Ajustados: Las tasas de proyección de las ventas reguladas han sido ajustadas, de tal forma que la suma de las ventas proyectadas de energía de los sistemas de transmisión totalicen lo estimado en la proyección de las ventas del Área de Demanda. PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGIA DE USUARIOS REGULADOS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE - AJUSTADO AÑO Factor de Ajuste Ica, Santa Margarita, Tacama Chincha, Chincha Baja Densidad Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa Rural Coracora, Pausa, Chaviña, Incuyo, Tambo Quemado Bella Unión - Chala TOTAL PROYECCIÓN AREA DE DEMANDA Villacurí TASA PROMEDIO 5.60% 5.10% 5.81% 6.49% 5.19% 5.53% 7.26% 5.64% 16

17 Demanda de Potencia No Coincidente a Nivel de Barra MT (MW) SISTEMA SUBESTACIÓN BARRA TENSIÓN (kv) Ica, Santa Margarita, Tacama ICA ICAPA Ica, Santa Margarita, Tacama ICA NORTE ICANT Ica, Santa Margarita, Tacama ICA NORTE ICANT010A Ica, Santa Margarita, Tacama STA. MARGARITA SMARG Ica, Santa Margarita, Tacama STA. MARGARITA SMARG Ica, Santa Margarita, Tacama TACAMA TACAM Ica, Santa Margarita, Tacama TACAMA TACAM Ica, Santa Margarita, Tacama SEÑOR DE LUREN SLURE Chincha, Chincha Baja Densidad EL CARMEN CARME Chincha, Chincha Baja Densidad PEDREGAL PEDRE Chincha, Chincha Baja Densidad PUEBLO NUEVO PNUEV Chincha, Chincha Baja Densidad PUEBLO NUEVO PNUEV010_ Chincha, Chincha Baja Densidad TAMBO DE MORA TMORA Chincha, Chincha Baja Densidad TAMBO DE MORA TMOR Chincha, Chincha Baja Densidad PAPELERA DEL SUR PAPEL Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas FUNSUR FUNSUR Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas ALTO LA LUNA ALTOL Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas ALTO LA LUNA ALTOL Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas INDEPENDENCIA INDEP Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PARACAS PARAC Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PARACAS PARAC Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PISCO PISCO Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PISCO PISCO Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas DESIERTO DESIE Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas INDEPENDENCIA INDEP Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa NAZCA NAZCA Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa NAZCA NAZCA Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PALPA PALPA Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PALPA PALPA Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PUQUIO PUQIO Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PUQUIO PUQIO Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa C.T SAN NICOLAS SNICO Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa MINA SHOUGANG SHOUG Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa CAMPO ARMIÑO ARMIÑ Villacurí COELVISAC I VILLA Coracora, Pausa, Chaviña, Incuyo, Tambo Quemado CORACORA CORAC Coracora, Pausa, Chaviña, Incuyo, Tambo Quemado CORACORA CORAC Bella Unión - Chala BELLA UNIÓN BUNIO Bella Unión - Chala BELLA UNIÓN BUNIO TOTAL MAT AREA TOTAL AT TOTAL MT TOTAL

18 Demanda de Potencia No Coincidente a Nivel de Barra MT (MW) SISTEMA SUBESTACIÓN BARRA TENSIÓN (kv) TC Ica, Santa Margarita, Tacama ICA ICAPA % Ica, Santa Margarita, Tacama ICA NORTE ICANT % Ica, Santa Margarita, Tacama ICA NORTE ICANT010A % Ica, Santa Margarita, Tacama STA. MARGARITA SMARG % Ica, Santa Margarita, Tacama STA. MARGARITA SMARG % Ica, Santa Margarita, Tacama TACAMA TACAM % Ica, Santa Margarita, Tacama TACAMA TACAM Ica, Santa Margarita, Tacama SEÑOR DE LUREN SLURE % Chincha, Chincha Baja Densidad EL CARMEN CARME % Chincha, Chincha Baja Densidad PEDREGAL PEDRE % Chincha, Chincha Baja Densidad PUEBLO NUEVO PNUEV % Chincha, Chincha Baja Densidad PUEBLO NUEVO PNUEV010_ % Chincha, Chincha Baja Densidad TAMBO DE MORA TMORA % Chincha, Chincha Baja Densidad TAMBO DE MORA TMOR % Chincha, Chincha Baja Densidad PAPELERA DEL SUR PAPEL % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas FUNSUR FUNSUR % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas ALTO LA LUNA ALTOL % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas ALTO LA LUNA ALTOL % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas INDEPENDENCIA INDEP % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PARACAS PARAC % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PARACAS PARAC % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PISCO PISCO Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas PISCO PISCO % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas DESIERTO DESIE % Pisco, Pisco Urbano Rural, Paracas INDEPENDENCIA INDEP % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa NAZCA NAZCA % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa NAZCA NAZCA % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PALPA PALPA % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PALPA PALPA % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PUQUIO PUQIO % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa PUQUIO PUQIO % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa C.T SAN NICOLAS SNICO % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa MINA SHOUGANG SHOUG % Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa CAMPO ARMIÑO ARMIÑ % Villacurí COELVISAC I VILLA % Coracora, Pausa, Chaviña, Incuyo, Tambo Quemado CORACORA CORAC % Coracora, Pausa, Chaviña, Incuyo, Tambo Quemado CORACORA CORAC % Bella Unión - Chala BELLA UNIÓN BUNIO % Bella Unión - Chala BELLA UNIÓN BUNIO % TOTAL MAT % AREA TOTAL AT % TOTAL MT % TOTAL % 18

19 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR 19

20 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. 20

21 METODOLOGÍA PROCEDIMIENTO DE ANÁLISIS DIAGNÓSTICO AL 2017 DIAGNÓSTICO AL 2026 ALTERNATIVAS AL 2026 OPERACIÓN AL

22 Plan de Inversiones Aprobado y Reprogramado Subestación Proyecto Año estimado de ingreso Línea Alto La Luna - Paracas 120mm Cora Cora Banco 3,6 MVAR 23kV 2015 Alto la Luna Transformador 37,5 MVA 60/23/10kV Ya instalado Paracas Transformador 37,5 MVA 60/23/10kV Ya instalado Repotenciación entre Derv. EL Carmen y Derv. Pueblo Nuevo. Línea Derv El Carmen-El Carmen 120mm Línea Derv Pedregal-Pedregal 120mm Línea Derv Ica Norte-Ica Norte 120mm2 * Línea Ica Norte -Señor de Luren 120mm Línea Chincha Nueva-Pueblo Nuevo 240mm Línea Independencia-Alto La Luna 150mm Chincha Nueva Transformador 75MVA 220/60kV 2016 Línea Derv Chincha Nueva-Chincha Nueva 220kV 2016 Ica Transformador 100MVA 220/60/10kV 2015 Nazca Nueva Transformador 75MVA 220/60kV 2018 Línea Derv Nazca Nueva-Nazca Nueva 220kV 2018 Bella Unión Transformador 20MVA 60/23kV 2017 Línea Bella Unión - Chala 240mm Línea Ica - Ica Norte 120mm2 (segunda terna) * 22

23 EQUIPAMIENTO PROGRESIVO DE TRANSFORMADORES El equipamiento progresivo de transformadores ha sido realizado comparando la máxima demanda que se presentaría en las barras de alta y media tensión, para tal fin se utilizó la demanda no coincidente del sistema eléctrico, formato de demanda F20. Se ha considerado la factibilidad de instalar un transformador existente en paralelo con los nuevos transformadores propuestos y la puesta en paralelo de un transformador existente con alguno rotado desde otra subestación que se encuentre en reserva. La metodología empleada es simple y consiste en evitar que la máxima demanda proyectada por subestación, exceda la potencia instalada de los transformadores. A continuación se muestran las tablas donde se detalla la propuesta de implementación y rotación de transformadores, con el fin de cubrir la demanda prevista y tener una operación viable de los sistemas eléctricos de ELECTRODUNAS. 23

24 SISTEMA ELÉCTRICO Nasca, Nasca Rural, Puquio, Puquio Rural, Palpa, Palpa Rural SET NAZCA PALPA PUQUIO TENSION DESCRIP. LADO KV MAX. DEM. (MVA) MV 22,9 5,80 6,08 6,41 9,55 9,93 10,34 10,81 11,32 11,89 12,50 13,16 13,88 14,65 MAX. DEM. (MVA) LV 10 6,58 6,90 7,27 7,67 8,10 8,56 9,10 9,68 10,32 11,01 11,77 12,58 13,46 HV 60 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 TRAFO Nº1 MV 22,9 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 LV 10 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 HV 60 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 TRAFO Nº2 MV 22,9 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 LV 10 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 HV 60 15,00 15,00 15,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 POT. INS. (MVA) MV 22,9 10,00 10,00 10,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 LV 10 10,00 10,00 10,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 HV 60 DEFICIT (MVA) MV 22,9 LV 10 HV 60 82,56% 86,53% 91,17% 57,39% 60,09% 63,00% 66,35% 70,02% 74,02% 78,37% 83,09% 88,20% 93,72% FACT. UTIL. (%) MV 22,9 58,02% 60,81% 64,07% 38,20% 39,71% 41,35% 43,23% 45,29% 47,54% 49,99% 52,64% 55,51% 58,62% LV 10 65,82% 68,99% 72,68% 30,68% 32,40% 34,25% 36,39% 38,73% 41,28% 44,05% 47,06% 50,32% 53,84% MAX. DEM. (MVA) MV 22,9 0,94 0,99 1,04 1,10 1,16 1,22 1,30 1,38 1,48 1,57 1,68 1,80 1,92 MAX. DEM. (MVA) LV 10 2,08 2,18 2,30 2,43 2,56 2,71 2,88 3,06 3,27 3,49 3,72 3,98 4,26 HV 60 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 TRAFO Nº1 MH 22,9 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 LV 10 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 HV 60 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 TRAFO Nº2 LV 10 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 HV 60 9,00 9,00 9,00 9,00 17,75 17,75 17,75 17,75 17,75 17,75 17,75 17,75 17,75 POT. INS. (MVA) MH 22,9 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 LV 10 2,50 2,50 2,50 2,50 11,25 11,25 11,25 11,25 11,25 11,25 11,25 11,25 11,25 HV 60 DEFICIT (MVA) MH 22,9 LV 10 HV 60 33,60% 35,21% 37,10% 39,14% 20,96% 22,16% 23,54% 25,06% 26,71% 28,50% 30,45% 32,56% 34,84% FACT. UTIL. (%) MH 22,9 10,45% 10,96% 11,54% 12,18% 12,86% 13,60% 14,45% 15,38% 16,39% 17,49% 18,69% 19,98% 21,38% LV 10 83,32% 87,33% 92,01% 97,07% 22,78% 24,09% 25,59% 27,23% 29,03% 30,98% 33,10% 35,39% 37,86% MAX. DEM. (MVA) MV 22,9 0,82 0,86 0,90 0,95 1,00 1,06 1,13 1,20 1,28 1,37 1,46 1,56 1,67 MAX. DEM. (MVA) LV 10 2,69 2,82 2,98 3,14 3,32 3,50 3,72 3,96 4,22 4,51 4,82 5,15 5,51 HV 60 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 TRAFO Nº1 MV 22,9 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 LV 10 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 HV 60 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 TRAFO Nº2 LV 10 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 HV 60 9,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 16,00 POT. INS. (MVA) MH 22,9 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 LV 10 2,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 9,50 HV 60 DEFICIT (MVA) MV 22,9 LV 10 0,19 HV 60 39,00% 22,99% 24,23% 25,56% 27,00% 28,54% 30,32% 32,27% 34,40% 36,71% 39,22% 41,93% 44,87% FACT. UTIL. (%) MV 22,9 9,07% 9,50% 10,01% 10,56% 11,16% 11,80% 12,53% 13,34% 14,22% 15,17% 16,21% 17,33% 18,54% LV ,77% 29,72% 31,32% 33,04% 34,90% 36,89% 39,20% 41,71% 44,46% 47,45% 50,69% 54,20% 58,00% Transformador Nuevo Transformador Rotado Tranformador de Reserva Transformador dado de Baja 24

25 SISTEMA ELÉCTRICO ICA ALTERNATIVA 1 La Alternativa 1 mantiene el esquema propuesto en el Pan de Inversiones , que considera la construcción de una segunda terna entre las subestaciones Ica e Ica Norte y la línea Derv. Ica Norte Ica Norte, ambas líneas de 120 mm2. Cabe indicar que esta alternativa presenta inconvenientes de acceso al considerar tres ternas hacia la subestación Ica Norte. EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 1 SISTEMA AÑO ACCION Ica 2018 Línea de transmisión Ica - Ica Norte 60 kv - 120mm2-8 km 2018 Línea de transmisión Derv. Ica Norte - Ica Norte 60 kv - 120mm2-2,5 km 2025 Línea de transmisión Señor de Luren - Santa Margarita 60 kv - 120mm2-12 km EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 1 AÑO AÑO ACCION Ica 2017 Transformador de 30 MVA en S.E Ica Norte 2017 Transformador de 30 MVA en S.E Señor de Luren 2018 Transformador de 100 MVA en S.E Ica 2018 Transformador de 8,75 MVA rotado a Tacama (se encontraba en reserva) 2023 Transformador de 30/30/30 MVA en S.E Santa Margarita 2024 Transformador de 100 MVA en S.E Ica EQUIPAMIENTO DE LOS BANCOS DE CAPACITORES SISTEMA AÑO ACCION Ica 2022 Banco de capacitores en SE Villacuri 10 MVAR - 22,9 kv 25

26 ALTERNATIVA 2 La Alternativa 2 considera la construcción de un patio de llaves ubicado aproximadamente en la derivación hacia Ica Norte. Hacia este patio, se conectará una nueva terna proveniente de la subestación Ica y una nueva terna hacia la subestación Ica Norte. Se propone que estas líneas deban implementarse con conductores de 240 mm2 para contar con un mayor margen de potencia a transmitir. EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 2 SISTEMA AÑO ACCION Ica 2018 Nuevo Patio de llaves de 60 kv 2018 Línea de transmisión Ica - Patio de Llaves 60 kv - 240mm2-5,5 km 2018 Línea de transmisión Patio de Llaves - Ica Norte 60 kv - 240mm2-2,5 km 2025 Línea de transmisión Señor de Luren - Santa Margarita 60 kv - 120mm2-12 km EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 2 AÑO AÑO ACCION Ica 2017 Transformador de 30 MVA en S.E Ica Norte 2017 Transformador de 30 MVA en S.E Señor de Luren 2018 Transformador de 100 MVA en S.E Ica 2018 Transformador de 8,75 MVA rotado a Tacama (se encontraba en reserva) 2023 Transformador de 30/30/30 MVA en S.E Santa Margarita 2024 Transformador de 100 MVA en S.E Ica EQUIPAMIENTO DE LOS BANCOS DE CAPACITORES SISTEMA AÑO ACCION Ica 2022 Banco de capacitores en SE Villacuri 10 MVAR - 22,9 kv 26

27 ALTERNATIVA 3 La Alternativa 3 considera la implementación de un anillo en 60 kv, entre las subestaciones Ica Tacama Ica Norte, para tal fin e debe construir las líneas Ica Tacama de 240 mm2 y Derv. Ica Norte Ica Norte de 120 mm2. EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 3 SISTEMA AÑO ACCION Ica 2018 Línea de transmisión Ica - Tacama 60 kv - 240mm2-9,7 km 2018 Línea de transmisión Derv. Ica Norte - Ica Norte 60 kv - 120mm2-2,5 km 2025 Línea de transmisión Señor de Luren - Santa Margarita 60 kv - 120mm2-12 km EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 3 AÑO AÑO ACCION Ica 2017 Transformador de 30 MVA en S.E Ica Norte 2017 Transformador de 30 MVA en S.E Señor de Luren 2018 Transformador de 100 MVA en S.E Ica 2018 Transformador de 8,75 MVA rotado a Tacama (se encontraba en reserva) 2023 Transformador de 30/30/30 MVA en S.E Santa Margarita 2024 Transformador de 100 MVA en S.E Ica EQUIPAMIENTO DE LOS BANCOS DE CAPACITORES SISTEMA AÑO ACCION Ica 2022 Banco de capacitores en SE Villacuri 10 MVAR - 22,9 kv 27

28 SISTEMA ELÉCTRICO ICA AL AÑO 2026 ALTERNATIVA 01 ICAPA , ,98 p.u. DIgSILENT 7 7, , ,59 % 7 7, , ,59 % , ,42.. 9,99 kv ICAPA060 8, , ,59 % ICAPA010 8, , ,0 0 % -5 8, , ,59 % -5 8, , ,59 % 8, , ,59 % 9,99 kv ICAPA010B 1 8,90.. 6,2 1 M.. 0,0 0 % ICAPA060B 61,95 k V 61,95 k V SMARG060 58,83 k V 0,98 p.u. 2 3,07.. 9,4 5 M.. 68,53 % -2 2, , ,53 % 1 4,00.. 5,4 1 M.. 47,35 % -9, , ,73 % AAAC 120mm22km 1 7,67.. 6,9 7 M.. 62,42 % SLURE060 9,56 MW 4,0 5 M.. 26,73 % 59,80 k V 3 4, , ,37 % -3 4,57.. 4, ,37 % 3 4, , ,42 % -3 4,14.. 3, ,42 % 1 1,77.. 4,3 3 M.. 64,87 % -5,8 5.., ,68 % 1 8,66.. 7,3 6 M.. 64,85 % 2 9, , ,00 % AAAC 120mm2-8km 2 8, , ,04 % AAAC 120mm2 6.7km ICANT060 60,10 k V 5,87 MW 1,7 7 M.. 15,68 % 1 4,88.. 5,7 4 M.. 51,30 % -2 8,62.. 0, ,00 % 9,38 MW 3,3 8 M.. 51,33 % -2 8,15.. 0, ,07 % AAAC 120mm2 2.5km 1 3,34.. 5,4 1 M.. 36,71 % 1 3,31.. 5,2 1 M.. 73,58 % TACAM060 59,36 k V 0,99 p.u. 6,24 MW 1,2 7 M.. 72,13 % 3, , ,04 % 6,98 MW 4,0 4 M.. 79,74 % 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % VILLA060 54,10 k V 0,90 p.u. 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % 3 2,42.. 7,1 3 M.. 88,98 % DESDE SET INDEPENDENCIA 60 kv -4 8,77.. 0, ,50 % 1 6,35.. 2,9 0 M.. 89,00 % SMARG023-8, , ,42 % 23,63 k V 0, , ,35 % 1 9,06.. 6,2 6 M ,1 4.., ,35 % 1 2,52.. 4,1 2 M , , ,42 % SMARG ,29 k V SLURE010 10,29 k V 1, , ,87 % 3 0,29.. 9,9 6 M.. 8, , ,85 % RESERVA ICANT010 10,21 k V 1,02 p.u. 4, , ,30 % 0-9, , ,33 % 2 4,15.. 7,9 4 M.. 0 3, , ,58 % 1 3,23.. 4,3 5 M.. 0 ICANT010A 10,13 k V 1,01 p.u. TACAM010 9,92 kv 0,99 p.u. -6, , ,13 % 1-6, , ,74 % 1 2,54.. 4,1 2 M , , ,74 % 0,60 MW 0,2 0 M.. TACAM23 23,03 k V VILLA023 22,83 k V -3 2, , ,98 % 4 8, , ,22.., ,00 % 0,00 MW -9, MVAR Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [MW] Reactive Power [Mvar] Loading [%] PowerFactory Project: Graphic: ICA 28 Date: 5/27/2015 Annex:

29 SISTEMA ELÉCTRICO ICA AL AÑO 2026 ALTERNATIVA 02 ICAPA , ,98 p.u. DIgSILENT 7 6, , ,24 % 7 6, , ,24 % , ,42.. 9,99 kv ICAPA060 8, , ,24 % ICAPA010 8, , ,0 0 % -5 7, , ,24 % -5 7, , ,24 % 8, , ,24 % 9,99 kv ICAPA010B 1 8,90.. 6,2 1 M.. 0,0 0 % ICAPA060B 61,97 k V 61,97 k V SMARG060 58,95 k V 0,98 p.u. 2 2,79.. 8,8 8 M.. 67,22 % -2 1, , ,22 % 1 4,00.. 5,4 0 M.. 47,25 % -9, , ,79 % AAAC 120mm22km 1 7,67.. 6,9 6 M.. 62,29 % SLURE060 9,81 MW 4,5 8 M.. 27,79 % 59,98 k V 3 4, , ,37 % -3 3,75.. 2, ,37 % 3 3, , ,42 % -3 3,35.. 1, ,42 % 1 1,77.. 4,3 3 M.. 64,67 % -6, , ,78 % 1 8,66.. 7,3 6 M.. 64,65 % 2 9,15.. 7,9 3 M.. 82,83 % AAAC 120mm2 6.7km ICANT060 60,45 k V 1,01 p.u. 2 9, , ,80 % 6,92 MW 4,3 2 M.. 20,78 % 1 4,88.. 5,7 4 M.. 51,00 % AAAC 240mm2 5.5 km 9,38 MW 3,3 7 M.. 51,02 % -2 2, , ,98 % PATIO DE LLAVES AAAC 240mm2 2.5km -2 2,43.. 2, ,42 % 1 3,31.. 5,2 0 M.. 73,14 % TACAM060 60,39 k V 1,01 p.u. 6,24 MW 1,2 3 M.. 70,78 % 3, , ,28 % 6,98 MW 4,0 6 M.. 78,50 % 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % VILLA060 54,10 k V 0,90 p.u. 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % 3 2,42.. 7,1 3 M.. 88,98 % DESDE SET INDEPENDENCIA 60 kv -4 8,77.. 0, ,50 % 1 6,35.. 2,9 0 M.. 89,00 % SMARG023-8, , ,29 % 23,68 k V 0, , ,25 % 1 9,06.. 6,2 6 M ,1 4.., ,25 % 1 2,52.. 4,1 2 M , , ,29 % SMARG ,31 k V SLURE010 10,33 k V 1, , ,67 % 3 0,29.. 9,9 6 M.. 8, , ,65 % RESERVA ICANT010 10,27 k V 4, , ,00 % 0-9, , ,02 % 2 4,15.. 7,9 4 M.. 0 3, , ,14 % 1 3,23.. 4,3 5 M.. 0 ICANT010A 10,19 k V 1,02 p.u. TACAM010 10,11 k V 1,01 p.u. -6, , ,78 % 1-6, , ,50 % 1 2,54.. 4,1 2 M , , ,50 % 0,60 MW 0,2 0 M.. TACAM23 23,44 k V 1,02 p.u. VILLA023 22,83 k V -3 2, , ,98 % 4 8, , ,22.., ,00 % 0,00 MW -9, MVAR Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [MW] Reactive Power [Mvar] Loading [%] PowerFactory Project: 29 Graphic: ICA Date: 5/27/2015 Annex:

30 SISTEMA ELÉCTRICO ICA AL AÑO 2026 ALTERNATIVA 03 ICAPA , ,98 p.u. DIgSILENT 7 6, , ,54 % 7 6, , ,54 % , ,42.. 9,99 kv ICAPA060 8, , ,54 % ICAPA010 8, , ,0 0 % -5 7, , ,54 % -5 7, , ,54 % 8, , ,54 % 9,99 kv ICAPA010B 1 8,90.. 6,2 1 M.. 0,0 0 % ICAPA060B 61,95 k V 61,95 k V SMARG060 58,78 k V 0,98 p.u. 2 3,65.. 9,4 5 M.. 70,00 % -2 2, , ,00 % 1 4,00.. 5,4 1 M.. 47,39 % -8, , ,52 % AAAC 120mm22km 1 7,67.. 6,9 7 M.. 62,48 % SLURE060 9,00 MW 4,1 0 M.. 25,52 % 59,72 k V 3 7, , ,32 % -3 6,71.. 4, ,32 % 3 6, , ,37 % -3 6,23.. 3, ,37 % 1 1,77.. 4,3 4 M.. 64,96 % -3, , ,7 3 % 1 8,66.. 7,3 6 M.. 64,94 % 3 3, , ,95 % AAAC 120mm2 6.7km ICANT060 59,94 k V 2 1, , ,98 % 3,21 MW 1,9 6 M.. 9,7 3 % 1 4,88.. 5,7 4 M.. 51,44 % 9,38 MW 3,3 8 M.. 51,46 % -3 2,31.. 0, ,97 % AAAC 240mm2-9.7 km AAAC 120mm2 2.5km -8, , ,69 % 1 3,31.. 5,2 2 M.. 73,78 % TACAM060 60,54 k V 1,01 p.u. 6,24 MW 1,2 2 M.. 70,58 % 8,53 MW 6,1 2 M.. 31,19 % -2 1,76.. 1, ,98 % 6,98 MW 4,0 6 M.. 78,32 % 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % VILLA060 54,10 k V 0,90 p.u. 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % 3 2,42.. 7,1 3 M.. 88,98 % DESDE SET INDEPENDENCIA 60 kv -4 8,77.. 0, ,50 % 1 6,35.. 2,9 0 M.. 89,00 % SMARG023-8, , ,48 % 23,61 k V 0, , ,39 % 1 9,06.. 6,2 6 M ,1 4.., ,39 % 1 2,52.. 4,1 2 M , , ,48 % SMARG ,28 k V SLURE010 10,28 k V 1, , ,96 % 3 0,29.. 9,9 6 M.. 8, , ,94 % RESERVA ICANT010 10,18 k V 1,02 p.u. 4, , ,44 % 0-9, , ,46 % 2 4,15.. 7,9 4 M.. 0 3, , ,78 % 1 3,23.. 4,3 5 M.. 0 ICANT010A 10,10 k V 1,01 p.u. TACAM010 10,13 k V 1,01 p.u. -6, , ,58 % 1-6, , ,32 % 1 2,54.. 4,1 2 M , , ,32 % 0,60 MW 0,2 0 M.. TACAM23 23,50 k V 1,02 p.u. VILLA023 22,83 k V -3 2, , ,98 % 4 8, , ,22.., ,00 % 0,00 MW -9, MVAR Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [MW] Reactive Power [Mvar] Loading [%] PowerFactory Project: Graphic: ICA 30 Date: 5/27/2015 Annex:

31 COMPARACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS ÁREA DE DEMANDA: 8 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA ÓPTIMA Costos de Inversión (4) Costos de Explotación (4) Nombre Descripción Total OYM PÉRDIDAS Costo Total Alternativa (2) Inversión US$ Alternativa 1 Propuesta en el Pan de Inversiones , , ,917, ,914, Alternativa 2 SE Patio de Llaves 2,328, , ,448, ,245, Alternativa 3 Anillo Ica - Tacama - IcaNorte 972, , ,712, ,881, Alternativa Seleccionad ALTERNATIVA 3 31

32 SISTEMA ELÉCTRICO CHINCHA AL AÑO 2026 INDEPENDENCIA ,0 0.. DESIERTO ,0 0.. DIgSILENT INDEP060 61,83 k V , , ,55 % 1 7,47.. 4,8 0 M.. 52,81 % 5 8, , ,55 % 5-0, , ,55 % 10,12 k V 1,01 p.u. Indep CS 1 1,18.. 2,9 5 M.. 33,77 % G ~ 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % INDEP010 INDEP010B 10,12 k V 1,01 p.u. 5 8, , ,55 % 1,05 MW -0, ,3 5 M.. -0, ,55 % 5-5 7, , ,55 % 3 67, , ,9 4 SEIN INDEPENDENCIA 2 1,30.. 7,6 9 M.. 14,22 % CHINC60 60,31 k V 1,01 p.u. CHINCHA , ,99 p.u. 2 9, , ,68 % -2 1,26.. 3, ,22 % -5 9, , ,67 % 2 9, , ,68 % -2 1,26.. 4, ,27 % 6 0, , ,67 % CHINCHA -3 8, , ,82 % , , ,78 % -0, ,0 0 M.. 93,67 % CHINC10 9,9 5 k V 3 8, , ,78 % 3 8, ,31.. 0,9 0 SEIN DESIERTO 1 6,66.. 3,9 0 M.. 52,86 % 1 0,92.. 2,8 4 M.. 33,82 % 1 1,77.. 3,7 1 M.. 32,72 % REPT.150mm2 3,93 MW 0,3 6 M.. 8,4 0 % -3, , ,20 % AAAC 120mm2-7.3km 6, , ,86 % AAAC 120mm2-5.6 km PNUEV060 58,99 k V 0,98 p.u. 1, , ,23 % 1 1,94.. 3,8 3 M.. 38,14 % -3, , ,01 % -2 9,60.. 3, ,68 % -2 9,60.. 3, ,68 % 2 2, , ,85 % AAAC 240mm2-7km AAAC 240mm2-7km PEDRE060 57,23 k V 0,95 p.u. 1, , ,72 % 6, , ,06 % AAAC 240mm2-10km TMORA060 57,39 k V 0,96 p.u. -2 2,38.. 1, ,85 % 0,26 MW 3,5 0 M.. 11,13 % CARME060 59,47 k V 0,99 p.u. 3,94 MW 0,3 0 M.. 10,20 % 0, , ,82 % PNUEV010 10,05 k V 2 0,75.. 8,6 2 M.. 73,64 % -2 0, , ,64 % 2 0,67.. 6,7 9 M.. -0, ,0 0 M.. 42,96 % 3,96 MW 0,4 6 M.. 42,96 % PNUEV10 10,15 k V 1,01 p.u. -5-3, , ,96 % 7,69 MW 2,5 3 M.. 3,80 MW 2,4 9 M.. 53,21 % -3, , ,21 % RESERVA -2 PEDRE010 10,10 k V 1,01 p.u. 1 3,55.. 1,6 4 M.. 46,12 % 3, , ,12 % ,84.. 9,2 2 M.. 56,66 % 4, , ,66 % 2 8,26.. 9,2 9 M.. TMORA010 10,36 k V 1,04 p.u. 5,94 MW 2,2 1 M.. 44,16 % ROTADO TMORA10 10,32 k V 1 6,18.. 6,2 8 M.. 60,48 % ,8 9.., ,16 % 5,89 MW 1,9 4 M.. 6, , ,48 % 1 6,12.. 5,3 0 M.. CARME010 10,19 k V 1,02 p.u. 6,92 MW 2,5 1 M.. 23,92 % -6, , ,92 % 6,90 MW 2,2 7 M Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] CP Pueblo Nuevo Branches Active Power [MW] Reactive Power [Mvar] Loading [%] Tambo de Mora PowerFactory Project: 32 Graphic: CHINCHA Date: 5/27/2015 Annex:

33 SISTEMA ELÉCTRICO PISCO AL AÑO 2026 INDEPENDENCIA ,0 0.. DIgSILENT 5 8, , ,55 % 5 8, , ,55 % 7 5, , , , , Indep CS G ~ 5 SEIN INDEPENDENCIA INDEP060 61,83 k V -5 7, , ,55 % -0, , ,55 % 10,12 k V 1,01 p.u. 0,00 MW 0,0 0 M.. 0,0 0 % INDEP010 1,05 MW -0, ,3 5 M.. -0, ,55 % INDEP010B 10,12 k V 1,01 p.u. -5 7, , ,55 % lod funsu060 0,11 MW 0,0 4 M.. 2 7, , ,88 % 2 8,40.. 6,2 1 M.. 59,16 % 2 4, , ,38 % 2 3,95.. 4,5 1 M.. 70,83 % FUNSU060 57,40 k V 0,96 p.u. -0, , ,3 6 % REPOT. 240mm2 AAAC 150mm2-33.6km AAAC 240mm2-39.3km AAAC 240mm2 2.5 km PISCO ,35.. 0, ,89 % 1,70 MW 1,6 9 M.. 7,7 3 % ALTOL060 lod altol060 3,15 MW 1,0 4 M..,6 9.., ,7 6 % -2 6, , ,16 %, , ,4 4 % AAAC 120mm2-15km PARAC060 1,62 MW 2,0 3 M.. 7,4 4 % -2 3, , ,38 % -2 2, , ,53 % 55,91 k V 0,93 p.u. 55,81 k V 0,93 p.u. 56,20 k V 0,94 p.u. RESERVA 5,75 MW 2,7 3 M.. 94,31 % -4 5,71 MW 1,9 5 M.. 74,48 % ,20.. 4,3 4 M.. Load pisco60 1 3,42.. 3,0 2 M.. 53,01 % ,86.. 2,9 6 M.. 41,10 % ,44.. 4,5 6 M.. 60,85 % 2 0,94.. 4,2 3 M.. 70,96 % PISCO010 10,00 k V -5, , ,31 % -5,6 7.., ,48 % 1 1,38.. 3,7 4 M.. ALTOL010 10,09 k V 1,01 p.u. 5, , ,01 % -0, ,1 0.. tr3 AltoLuna nuevo 0,28.., ,10 % 2 6,19.. 8,6 1 M.. 23,21 k V 1,01 p.u. 2,54 MW 0,4 1 M.. 53,01 % ALTOL23 PARAC023 23,08 k V 1,01 p.u. -6, , ,96 % 0,00 MW -5, ,78.., ,85 % 2 1,62.. 7,1 1 M.. -7, , ,85 % 2 1,67.. 7,1 2 M.. -0, , ,05.., ,96 % 10,07 k V 1,01 p.u. PARAC Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [MW] Reactive Power [Mvar] Loading [%] 5MVAR. PowerFactory MVAR 5MVAR Project: Graphic: PISCO 33 Date: 5/27/2015 Annex:

34 SISTEMA ELÉCTRICO NAZCA AL AÑO 2026 MARCN220 ICAPA220 DIgSILENT 221,19 kv 1,01 p.u. 215,28 kv 0,98 p.u. 1 9,40.. 5,86 Mvar 26,59 % 4 1 9,79.. 6,10 Mvar 27,16 % 4 3 7,45.. 4,94 Mvar 21,61 % -3 7,27.. 0, ,61 % 3,43 MW 5,13 Mvar 13,35 % -3,16 MW -2 3, ,35 % 0-0,00 MW -0, ,59 % -0,00 MW -0, ,16 % 3 7, , ,01 % -3,43 MW -5, ,4 5 % SEM_10 10,31 k V MARCN060 62,39 k V 1,04 p.u. 3,39 MW 1,19 Mvar 4,1 8 % 9, , ,59 % 1,74 MW 0,51 Mvar 2,1 9 % 10,31 k V 1,74 MW 0,51 Mvar 2,1 9 % SEM_10B 9, , ,16 % 2 3,79.. 6,73 Mvar 63,85 % 4,88 MW 0,10 Mvar 13,34 % NAZCAN ,31 kv -3 7,20.. 3, ,01 % 3,46 MW 2,69 Mvar 3,4 5 % 3 3, , ,25 % -4 SHOUG060 62,34 k V 1,04 p.u. -3,39 MW, ,1 8 % 3,39 MW 1,25 Mvar 14,21 % 3 lne BLU_MAR_61 0,00 MW -0, ,5 2 % NAZCAN60 61,57 k V 61,57 k V INT NAZCA -3 3, ,00 MW -8, , ,25 NAZCA % NUEVA 47,25 % 3 3,62.. 8,50 Mvar 0,0 0 % 4,81 MW 1,35 Mvar 14,22 % 9,59 MW -2, , ,01 % -8,5 0.. NAZCA060 0,0 0 % NAZCAN ,24,02 p.u. k V Mina34-3,36 MW, ,21 % 1 0,16.. 6,42 Mvar 75,45 % 1 3,87.. 3,38 Mvar 89,68 % 1 34,35 k V 3,36 MW 1,10 Mvar NAZCA010 10,29 k V -7,74 MW -2, ,68 % -4,53 MW, ,45 % -5,55 MW -3, ,45 % NAZCA023-6,08 MW 0,08 Mvar 89,68 % 23,66 k V SNico GD G ~ -0,00 MW 1 2,27.. 0,00 Mvar 4,03 Mvar 0 1 1,63.. 3,82 Mvar CUMMI4 4,22 kv 1,02 p.u. SNICO060 62,29 k V 1,04 p.u.,74 MW -0, ,1 9 %,74 MW -0, ,1 9 % -0,78 MW -0, ,3 1 % JAHUA060 57,32 k V 0,96 p.u. BUNIO060 53,98 k V 0,90 p.u. -2 0, , ,71 % 7,56 MW 2,55 Mvar 16,14 % PALPA060 59,96 k V 3MVAR PUQUI060 58,36 k V 0,97 p.u. -8,81 MW 2,01 Mvar 27,01 % 3,16 MW -3, ,77 % CORAC060 58,70 k V 0,98 p.u. -3,08 MW 2,59 Mvar 12,77 % SNICO013 14,02 k V 1,02 p.u. tr2 snico_801-0,00 MW -0, ,3 4 % 0,14 MW 0,19 Mvar 0,3 4 % 0 4,97 MW 1,63 Mvar 1,74 MW 0,75 Mvar 4,8 9 % 2,70 MW -0, ,8 9 % 1,74 MW 0,75 Mvar 4,8 9 % 2,70 MW -0, ,8 9 % 1,74 MW 0,75 Mvar 4,8 9 % 2,70 MW -0, ,8 9 % 0,78 MW 0,28 Mvar 43,13 % -2-0,77 MW -0, ,13 % 0,77 MW 0,25 Mvar JAHUA010 9,95 kv BUNIO023 23,01 k V 0,00 MW -5, ,03.. 0,19 Mvar 67,60 % -3 BELLA UNION 0,91.. 1,46 Mvar 67,60 % -2,08 MW -0, ,60 % BUNIO ,91.. 3,59 Mvar 2,08 MW 0,68 Mvar 9,90 kv 0,99 p.u. 3 AAAC 240mm2-85km PALPA023 23,48 k V 1,02 p.u.,62 MW -0, ,55 % 1,62 MW 0,53 Mvar 2,12 MW 0,84 Mvar 24,55 % 0-0,49 MW -0, ,55 % 3,08 MW 1,01 Mvar 2,59 MW 0,88 Mvar 30,26 % -2,59 MW -0, ,26 % RESERVA 0 PALPA010 10,23 k V 1,02 p.u. PUQIO023 23,62 k V,38 MW -0, ,03 % 1,38 MW 0,45 Mvar 2,09 MW 0,58 Mvar 27,03 % -3-0,69 MW -0, ,03 % 4,23 MW 1,39 Mvar 3,56 MW 0,46 Mvar 52,76 % -3,54 MW -0, ,76 % PUQIO010 0,00 MW, ,27 k V CORAC023 23,51 k V 3,08 MW -2, ,96 % -3,05 MW 2,77 Mvar 48,96 % 0,80 MW 0,29 Mvar 41,57 % 2,25 MW 0,74 Mvar 0,00 MW -3, G ~ G ~ G ~ Compensac.. SNico G1 SNico G2 SNico G3 5 MVAR -7,27 MW -2, ,14 % 3MVAR. 3.6 MVAR CHALA60 5 0,24 k V 0,84 p.u. 7,27 MW 2,39 Mvar -0,80 MW -0, ,57 % CORAC010 10,41 k V 1,04 p.u. 0,80 MW 0,26 Mvar Load Flow Balanced Nodes Branches Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Active Power [MW] Voltage, Magnitude [p.u.] Reactive Power [Mvar] Voltage, Angle [deg] Maximum Loading [%] PowerFactory Project: Graphic: NAZCA 34 Date: 5/28/2015 Annex:

35 CONCLUSIONES La alternativa de solución en el sistema eléctrico Chincha, plantea el reforzamiento del enlace Chicha Pueblo Nuevo, mediante la instalación de la segunda terna, y la nueva línea Pueblo Nuevo Tambo de Mora. Con lo propuesto se obtiene un adecuado nivel de carga en líneas y perfiles de tensión dentro de límites permisibles de operación. El sistema eléctrico Pisco, presentará problemas de sobrecarga en líneas y caídas de tensión en barras, por tal motivo se planteó la construcción de una nueva terna entre Independencia y Paracas, la repotenciación de la línea Independencia Derv. Pisco y la instalación de banco de capacitores en las subestaciones Alto la Luna y Paracas. Lo propuesto permite un adecuado comportamiento eléctrico, sin presencia de sobrecargas y perfiles de tensión dentro de límites permisibles de operación. En el sistema eléctrico Nazca, se propone la implementación de bancos de capacitores en las subestaciones Nazca y Puquio, lo que permitirá un adecuado perfil de tensiones hasta el ingreso de la nueva subestación Nazca 220 kv en el Se destaca la importancia de este proyecto; descarga la subestación Marcona 220/60 kv y permite un adecuado control de tensión en las barras más alejadas del sistema eléctrico. Para el caso particular del sistema eléctrico Ica, se plantearon tres alternativas de transmisión; la primera considera la topología aprobada en el Plan de Inversiones de OSINERGMIN, la segunda considera la construcción de un patio de llaves de 60 kv y la tercera alternativa un anillo en 60 kv. Resultando como alternativa de mínimo costo la alternativa 03. El equipamiento propuesto permite el adecuado comportamiento eléctrico de los sistemas eléctricos de ELECTRODUNAS. 35

36 PLAN DE OBRAS DE ELECTRODUNAS 36

37 PLAN DE OBRAS DE ELECTRODUNAS 37

38 PLAN DE OBRAS DE ELECTRODUNAS 38

39 PLAN DE OBRAS DE ELECTRODUNAS 39

40 COSTOS DE INVERSIÓN La valorización de los elementos que componen al Área 08, ha sido efectuada de acuerdo con los siguientes criterios: Los costos de inversión han sido determinados utilizando los módulos estándares del OSINERGMIN publicados el 26 de marzo del 2015 mediante Resolución No OS/CD Los módulos estándares han sido aplicados de acuerdo con la ubicación geográfica y características técnicas de cada instalación. No se ha considerado el efecto de la depreciación de las instalaciones. Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares de las nuevas subestaciones se han prorrateado entre los elementos de la respectiva, en proporción a sus costos de inversión en el año de su puesta en servicio. Los costos de inversión de las celdas de línea se han incluido como elementos de las subestaciones. El costo de inversión del centro de control y de las telecomunicaciones de las nuevas subestaciones se ha prorrateado entre los respectivos elementos de subestaciones. Los costos de inversión han sido desagregados según la siguiente clasificación: costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y Costos del Cobre. No se ha considerado los costos de los cambios por reposición de instalaciones existentes por otras de características similares. 40

41 COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL ÁREA DE DEMANDA: 8 RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$ ELECTRODUNAS INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL ,041,472 4,041, ,041,472 4,041, ,845, ,201 3,778, ,845,348 4,974,674 7,820, ,295,704 1,490,143 3,785, ,141,053 6,464,817 11,605, , , ,141,053 6,574,812 11,715, , ,626 1,415, ,770,217 7,361,438 13,131,655 AREA 08 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL ,041,472 4,041, ,041,472 4,041, ,845, ,201 3,778, ,845,348 4,974,674 7,820, ,295,704 1,490,143 3,785, ,141,053 6,464,817 11,605, , , ,141,053 6,574,812 11,715, , ,626 1,415, ,770,217 7,361,438 13,131,655 41

42 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ÁREA DE DEMANDA: 8 RESUMEN DE COYM US$ ELECTRODUNAS COYM COYM ACUMULADO AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL , , , , ,888 36, , , , , ,365 54, , , , , ,192 5, , , , ,203 27,994 49, , , ,358 AREA 08 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL , , , , ,888 36, , , , , ,365 54, , , , , ,192 5, , , , ,203 27,994 49, , , ,358 42

43 AREA 08 INVERSIÓN (US$) AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL ,871,267 3,871, ,624, ,201 2,558, ,295,704 1,403,122 3,698, , , , ,628 1,360,793 TOTAL - - 4,549,833 7,160,394 11,710,227