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 sustentar la propuesta del Plan de inversiones en Transmisión (periodo ) para la fijación de tarifas y compensaciones en el área de Demanda N 3 y 6 para Hidrandina S.A. El estudio tiene las siguientes partes principales: Proyección de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de cálculo de las tarifas de los sistemas de transmisión. Estudio técnico económico que sustenten la propuesta de Plan de Obras e Inversiones en los sistemas de transmisión de HIDRANDINA, para el periodo

3 MARCO NORMATIVO El Estudio de Planeamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión de HIDRANDINA S.A., ha sido desarrollado dentro del marco de la modificación de la Norma: Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (Resolución OSINERGMIN N OS/CD). Esta modificación permite la reevaluación de los proyectos de inversión que fueron realizados y no aprobados hasta el Disposiciones Transitorias (Resolución N OS/CD) Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período , fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período , a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. 3

4 UNIDADES DE NEGOCIO HIDRANDINA es una empresa peruana que realiza actividades propias del servicio público de electricidad, distribuyendo y comercializando energía eléctrica, en un área de concesión de 7,916 km², cubriendo las regiones de Ancash, La Libertad y parte de Cajamarca; atendiendo más de 577 mil clientes y por ello ha dividido geográficamente el área en cinco Unidades de Negocio: Trujillo La Libertad Norte (Noroeste) Chimbote Huaraz Cajamarca. 4

5 SISTEMAS ELÉCTRICOS HIDRANDINA está ubicado en el área de demanda 3 y 6 (Sistema Eléctrico Huarmey), comprende los siguientes sistemas eléctricos de distribución ESTRUCTURA SICOM Diagramas Unifilares 2010 Agrupación GART Válido a Dic-2010 Sistema Eléctrico de Distribución (SE) Código Nombre Sector Típico Interconexión Empresa Área de demanda Observaciones SE0118 Cajamarca ST2 SEIN Hidrandina 3 SE0119 Chimbote ST2 SEIN Hidrandina 3 SE0120 Guadalupe ST2 SEIN Hidrandina 3 SE0121 Huarmey ST3 SEIN Hidrandina 6 Área de demanda 6 (Cahua, Adinelsa, Edelnor, REP). Conexión directa a redes prop SE0122 Trujillo ST2 SEIN Hidrandina 3 SE0123 Caraz-Carhuaz-Huaraz ST3 SEIN Hidrandina 3 SE0124 Huallanca ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0125 Ticapampa ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0126 Huari ST4 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico SE0127 Pomabamba ST5 SEIN Hidrandina 3 SE0128 Celendín ST5 SEIN Hidrandina 3 SE0129 Chiquián ST4 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico SE0130 Tortugas ST5 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Térmico SE0131 Namora ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0132 Tayabamba ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0168 Trujillo Rural ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0169 Casma Rural ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0230 Cajamarca Rural ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0253 Trujillo Baja Densidad ST3 SEIN Hidrandina 3 SE0254 Guadalupe Rural ST3 SEIN Hidrandina 3 SE0255 Cajamarca Baja Densidad ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0256 Chimbote Rural ST4 SEIN Hidrandina 3 SE0257 Catilluc ST4 SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico SE1118 Porcón-La Pajuela ST5 SEIN Hidrandina 3 SE1122 Virú ST3 SEIN Hidrandina 3 SE1168 Otuzco-Motil-Florida ST4 SEIN Hidrandina 3 SE1230 Cajabamba ST3 SEIN Hidrandina 3 SE2230 Huamachuco ST3 SEIN Hidrandina 3 SR0011 La Arenita SER SEIN Hidrandina 3 SR0012 Aija-Cotaparaco III Etapa SER SEIN Hidrandina 3 SR0013 Huari IV Etapa SER SIA Hidrandina 3 Sistema Aislado Hidráulico SR0071 SER CAJAMARCA SER SEIN Hidrandina 3 SR0072 SER CHIMBOTE SER SEIN Hidrandina 3 SR0073 SER HUAYMEY SER SEIN Hidrandina 6 Área de demanda 6 (Cahua, Adinelsa, Edelnor, REP). Conexión directa a redes prop 5

6 HIDRANDINA está dividido en áreas de negocio las cuales fueron usadas para definir los sistemas eléctricos de transmisión del estudio. ST Cajamarca ST La Libertad Noroeste ST Trujillo ST Chimbote ST Huaraz 6

7 EMPRESAS EN ÁREA DE DEMANDA Identificación de otras empresas distribuidoras en el área de demanda 3 (departamento Ancash, La Libertad y parte de Cajamarca) y a parte del área de demanda 6 (sistema Huarmey): Ancash: 100% Hidrandina Cajamarca: 79.6% Hidrandina, 20.4% Ensa La Libertad: 98.2% Hidrandina, 1.2% Chavimochic 7

8 CLIENTES LIBRES Clasificación de clientes libres que son usuarios mayores (Máxima Demanda mayor que 2.5 MW) usando la base de datos SICLI - año SICOM Solo instalaciones de las empresas incorporadas al estudio, ubicadas en los departamentos de ANCASH, LA LIBERTAD, CAJAMARCA pertenecientes a HIDRANDINA Se adicionaron las instalaciones de otras empresas pertenecientes al área de demanda 3 y 6 que forman parte del estudio. Sistema Eléctrico de Distribución (SE) Cliente Libre Departamento Empresa Código Nombre Sector Típico Interconexión Código Nombre ANCASH Edegel CL0354 ANTAMINA (PUERTO ANTAMINA) ANCASH Edegel _ SEIN CL0282 SIDERPERU ANCASH Egenor _ SEIN CL0164 MINERA BARRICK MISQUICHILCA LA LIBERTAD Egenor _ SEIN CL0241 CEMENTOS NORTE PACASMAYO LA LIBERTAD Egenor _ SEIN CL0291 CREDISA TRUJILLO LA LIBERTAD Egenor _ SEIN CL0374 MINERA BARRICK MISQUICHILCA (ALTO CHICAMA) LA LIBERTAD Egenor _ SEIN CL0406 MINERA AURIFERA RETAMAS LA LIBERTAD Egenor _ SEIN CL0407 CONSORCIO MINERO HORIZONTE LA LIBERTAD Electroperú SE0122 Trujillo ST2 SEIN CL0461 APR ENERGY LLC SUCURSAL DEL PERÚ LA LIBERTAD Hidrandina SE1122 Virú ST3 SEIN CL0408 CAMPOSOL LA LIBERTAD Hidrandina SE1230 Cajabamba ST3 SEIN CL0394 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA LA LIBERTAD Kallpa _ SEIN CL0423 CEMENTOS NORTE PACASMAYO 2 LA LIBERTAD Kallpa SE0122 Trujillo ST2 SEIN CL0159 TRUPAL LA LIBERTAD Kallpa SE0253 Trujillo Baja Densidad ST3 SEIN CL0424 EMPRESA AGROINDUSTRIAL CASA GRANDE CAJAMARCA Kallpa _ SEIN CL0441 GOLD FIELDS LA CIMA CAJAMARCA Termoselva _ SEIN CL0265 MINERA YANACOCHA 4 SICLI Base integrada con perfiles de carga de clientes libres Empresa E.Activa 2010 (kw.h) MD 2010 (kw) Edegel Edegel Egenor Egenor Egenor Egenor Egenor Egenor Electroperú Hidrandina Hidrandina Kallpa Kallpa Kallpa Kallpa Termoselva

9 ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE DEMANDA 9

10 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 10

11 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 11

12 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. 12

13 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 13

14 ESQUEMA DE PROYECCIÓN Usuarios Menores Ventas Anuales Área de Demanda Modelos Econométricos PBI Pobl Clie - T Ventas Anuales Proyectadas Pérdidas Demanda de Energía Anual Proyectadas FPMWHS FC - FCP Potencia Coincidente SET Usuarios Mayores FPHMS Potencia Coincidente Sistema Eléctrico FS Potencia Coincidente SEIN Demandas Adicionales PROYECCIÓN ÁREA DE DEMANDA Máxima Demanda Cliente Libre FCP Potencia Coincidente Sistema Eléctrico FS Potencia Coincidente SEIN Datos Históricos Información Base Datos Proyectados 14

15 INFORMACIÓN UTILIZADA Ventas históricas de energía clasificadas por sistema eléctrico y por nivel de tensión. Registros históricos del número de usuarios, por sistema y por nivel de tensión. Datos con el crecimiento de la población en los departamentos de Ancash, Cajamarca y La Libertad. 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. 15

16 FPHMS y FPMWHS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión y cada subestación, para el año representativo anterior. Información histórica de variables independientes, tales como PBI, número de clientes, población regional, índice de electrificación, entre otras, por Área de Demanda. Ventas históricas de energía a Usuarios Menores, por cada nivel de tensión, de acuerdo al Formato F-105. Datos de demanda en el año representativo de cada Usuario Mayor (Máxima Demanda, Demanda coincidente con Máxima demanda del SEIN, Energía, FCP, FS), de acuerdo al Formato F-115; así como, las encuestas de evolución de su demanda. 16

17 PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA 17

18 PROYECCIÓN DE VENTAS GLOBALES(1) DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES METODO DE TENDENCIAS AREA DE DEMANDA: 3 Y 6(HUARMEY) AÑO Modelos Comparados Lineal Logarítmico Exponencial Potencial Polinómica (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. ECUACIÓN: COEFICIENTE DE DETERMINACION (r 2 ) ESTADISTICO t: Valor Prob. ESTADISTICO F: Valor Prob. TASA DE CRECIMIENTO 3.49% 1.09% 6.05% 1.48% 7.47% ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO 18

19 RESULTADOS CON MÉTODO ECONOMÉTRICO ECUACIÓN: VEt = * PBIt Ln(Vet) = 1.16 * Ln(PBIt) VEt = * PBIt * POBt Ln(Vet) = 2.14 * Ln(POBt) * Ln(PBIt) VEt = * PBIt * CLIt Ln(VEt) = C1 * Ln(PBIt) + C2 * Ln(CLIEt) + B VEt = -0.2 * PBIt * PREt VEt = * PBIt * CLIt * POBt Ln(Vet) = -1.3 * Ln(PBIt) * Ln(CLIt) * Ln(POBt) COEFICIENTE DE DETERMINACION (r 2 ) ESTADISTICO F: Valor Prob ESTADISTICO t: PBI Valor Prob CLIENTE Valor Prob POBLACION Valor Prob PRECIO MEDIO Valor Prob (1) Incluye las ventas totales de Usuarios Menores en AT, MT y BT TASA DE CRECIMIENTO 6.30% 6.59% 7.40% 5.71% 4.33% 4.49% 6.26% 5.23% 4.93% ACEPTADO ACEPTADO RECHAZADO RECHAZADO ACEPTADO ACEPTADO RECHAZADO RECHAZADO RECHAZADO 19

20 AJUSTES Y RESULTADOS FINALES PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL AREA DE DEMANDA: 3 Y 6(HUARMEY) AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , ,238, ,295, , , , ,314, ,371, , , , ,394, ,451, , , , ,479, ,536, , , , ,568, ,625, , , , ,661, ,718, , , ,049, ,758, ,815, , , ,110, ,860, ,917, , , ,174, ,966, ,023, , , ,240, ,077, ,134, , , ,310, ,193, ,250, , , ,382, ,314, ,371, , , ,458, ,441, ,498, (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 5.76% 5.85% 5.82% 5.62% 20

21 PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN CAJAMARCA AREA DE DEMANDA: AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 5.71% 5.66% 5.67% 5.61% Criterios: La proyección de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas AT se considera constante La proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT 21

22 PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN CHIMBOTE AREA DE DEMANDA: AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 4.22% 3.78% 4.01% 4.01% Criterios: La proyección de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas AT se considera constante La proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT 22

23 PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN HUARAZ AREA DE DEMANDA: AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 14.64% 5.48% 10.05% 10.05% Criterios: La proyección de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas AT se considera constante La proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT 23

24 PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN LA LIBERTAD NOROESTE AREA DE DEMANDA: AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 5.02% 4.18% 4.56% 4.36% Criterios: La proyección de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas AT se considera constante La proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT 24

25 PROYECCIÓN A NIVEL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS MENORES AJUSTE FINAL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN TRUJILLO AREA DE DEMANDA: AÑO TOTAL NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT (1) TOTAL VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,043, , , , ,049, ,098, , , , ,105, ,153, , , , ,162, ,211, (1) No incluye pérdidas en media y baja tensión. TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 8.45% 3.93% 5.93% 5.59% Criterios: La proyección de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9 La proyección de Ventas AT se considera constante La proyección de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT 25

26 USUARIOS MAYORES Máxima Demanda DATOS PARA EL AÑO "0" SISTEMA SUBESTACIÓN NOMBRE TENSIÓN (2) Demanda Coincidente Energía (3) FCP FS SISTEMA ELÉCTRICO CAJAMARCA SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE SISTEMA ELÉCTRICO HUARAZ SISTEMA ELÉCTRICO LA LIBERTAD NOROESTE SISTEMA ELÉCTRICO TRUJILLO USUARIO (kv) con Max SEIN (MW) (MW) (MWh) CAJAMARCA Compañía Minera Poderosa (Hidrandina) Cerro Corona Gold Fields La Cima (Kallpa) Cajabamba Minera Minaspampa Cajabamba Proyecto Minero "La Arena" La Pajuela Minera Yanacocha 4 (Termoselva) Puerto Antamina Puerto Antamina (Edegel) Chimbote - 02 Sider Norte (Edegel) Chimbote - 02 Sider Sur (Edegel) Pierina Minera Barrick Misquichilca (Egenor) Conococha Minera Huallanca S.A. - Contonga - San Marcos Conococha Empresa Minera Pachapaqui Ticapampa CIA. Minera Lincuna SAC Santiago de Cao Trupal (Kallpa) Casagrande - 02 Empresa Agroindustrial Casa Grande (Kallpa) Guadalupe Cementos Norte Pacasmayo (Egenor/Electrope Guadalupe Cementos Norte Pacasmayo 2 (Kallpa) Gaudalupe 2 Caña Dulce Barrick (TN) Minera Barrick Misquichilca (Alto Chicama - Ege Trujillo Norte Credisa (Egenor) Trujillo Norte APR Energy LLC Sucursal del Perú (Electroperú Llacubamba Minera Aurifera Retamas (Egenor) Llacubamba Consorcio Minero Horizonte (Egenor) Trujillo Sur Coorporación Lindley TOTAL AREA DE DEMANDA ,526, Minera Minaspampa, Cliente Mayor desde 2011 Proyecto Minero "La Arena", Cliente Mayor desde 2012 Minera Huallanca S.A. - Contonga - San Marcos, Cliente Mayor desde 2012 Empresa Minera Pachapaqui, Cliente Mayor desde 2014 CIA. Minera Lincuna SAC, Cliente Mayor desde 2012 Coorporación Lindley, Cliente Mayor desde 2012 Caña Dulde, Cliente Mayor desde

27 Factores de cada Sistema Eléctrico SISTEMA ELECTRICO CAJAMARCA AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-324 SE Chilete (SECHIL) P-320 SE Cajamarca (SECAJA) P-378 SE. Elevadora Porcon P-396 SE. La Pajuela P-380 Sub Estacion Celendin P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-364 SE CH Catilluc P-350 SE San Juan SISTEMA ELECTRICO CHIMBOTE AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS P-328 SE Santa (SESANTA) P-326 SE Chimbote Norte (SECHNOR) P-329 SE Chimbote Sur (SECHSUR) P-376 SE Trapecio (SETRAP) P-330 SE Nepeña (SENEPE) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-331 SE Casma (SECASMA) P-331 SE Casma (SECASMA) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-325 SE Chimbote 1 (SECHIM1) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-363 SE CT Tortugas SISTEMA ELECTRICO HUARAZ AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS P-337 SE Shingal (SESHIN) P-338 SE Arhuaypampa (SEARHUAY) P-339 SE Picup (SEPICUP) P-340 SE Ticapampa (SETICAP) P-340 SE Ticapampa (SETICAP) P-343 SE La Pampa (SELAPAM) P-336 SE Huallanca (SEHUALL) P-386 SE SIHUAS P-386 SE SIHUAS P-353 SE CH Maria Jiray Huari P-358 SE CH Pomabamba 1 - Francis P-357 SE CH. Pacarenca 2 - Minas P-356 SE CH Pacarenca P-355 SE Elevadora CH Maria Jiray Huari P-395 SE. Elev C.H. Jambon P-389 SE POMABAMBA

28 Factores de cada Sistema Eléctrico SISTEMA ELECTRICO LA LIBERTAD NO AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS P-308 SE Casagrandre1 (SECASA1) P-309 SE Casagrandre2 (SECASA2) P-310 SE Paijan (SEPAIJAN) P-311 SE Malabrigo (SEMALAB) P-316 SE Guadalupe (SEGUA) P-318 SE Guadalupe 2 (SEGUA2) P-319 SE Pacasmayo (SEPACA) P-307 SE Stgo. Cao (SECAO) P-307 SE Stgo. Cao (SECAO) SISTEMA ELECTRICO TRUJILLO AT MT+BT TOTAL SET Tensón (kv) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FS P-302 SE Trujillo Sur (SETSUR) - Barra A P-302 SE Trujillo Sur (SETSUR) - Barra B P-302 SE Trujillo Sur (SETSUR) - Barra C P-305 SE Moche (SEMOCHE) P-306 SE SALAVERRY P-391 SE VIRU P-391 SE VIRU P-303 SE El Porvenir (SEPORV) P-301 SE Trujillo Norte (SETNOR) P-374 SE. Quiruvilca (SEQUIRU) P-313 SE La Florida (SELAFLO) P-314 SE Otuzco (SEOTUZCO) P-315 SE Charat (SECHARAT) P-352 SE Huamachuco P-388 SE CHAO P-387 SE TAYABAMBA P-390 SE LLACUABAMBA P-383 SE TRUJSUR P-312 SE Motil (SEMOTIL) P-375 SE. Motil Pueblo (SEMOTILP) P-379 S.E. Santa Cecilia P-392 SE PORVENIR Elevadora 22.9kV P-397 SE. Los Pinos (1) Estos valores corresponden a todo el año representativo. Deberán ser sustentados en el Estudio y corresponder a la información reportada con el Formato F

29 Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Barra MT (MW) PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE BARRAS MT (MW) USUARIOS MENORES (2) AREA DE DEMANDA: SISTEMAS ELÉCTRICOS 3 Y 6(HUARMEY) 1 Potencia (MW) (1) SISTEMA ELÉCTRICO CAJAMARCA SET TENSION (kv) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-324 SE Chilete (SECHIL) P-320 SE Cajamarca (SECAJA) P-378 SE. Elevadora Porcon P-396 SE. La Pajuela P-380 Sub Estacion Celendin P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-364 SE CH Catilluc P-350 SE San Juan TOTAL Sistema Eléctrico CAJAMARCA SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE SET TENSION (kv) P-328 SE Santa (SESANTA) P-326 SE Chimbote Norte (SECHNOR P-329 SE Chimbote Sur (SECHSUR) P-376 SE Trapecio (SETRAP) P-330 SE Nepeña (SENEPE) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-331 SE Casma (SECASMA) P-331 SE Casma (SECASMA) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-325 SE Chimbote 1 (SECHIM1) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-363 SE CT Tortugas TOTAL Sistema Eléctrico CHIMBOTE

30 Demanda de Potencia Coincidente a Nivel del Sistema Eléctrico (MW) PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SISTEMA ELECTRICO (MW) USUARIOS MENORES (2) AREA DE DEMANDA: SISTEMAS ELÉCTRICOS 3 Y 6(HUARMEY) 1 Potencia (MW) (1) SISTEMA ELÉCTRICO CAJAMARCA SET TENSION (kv) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-324 SE Chilete (SECHIL) P-320 SE Cajamarca (SECAJA) P-378 SE. Elevadora Porcon P-396 SE. La Pajuela P-380 Sub Estacion Celendin P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-364 SE CH Catilluc P-350 SE San Juan TOTAL Sistema Eléctrico CAJAMARCA SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE SET TENSION (kv) P-328 SE Santa (SESANTA) P-326 SE Chimbote Norte (SECHNOR P-329 SE Chimbote Sur (SECHSUR) P-376 SE Trapecio (SETRAP) P-330 SE Nepeña (SENEPE) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-331 SE Casma (SECASMA) P-331 SE Casma (SECASMA) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-325 SE Chimbote 1 (SECHIM1) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-363 SE CT Tortugas TOTAL Sistema Eléctrico CHIMBOTE

31 Potencia Coincidente con la Máxima Demanda del SEIN PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN (MW) USUARIOS MENORES (2) AREA DE DEMANDA: SISTEMAS ELÉCTRICOS 3 Y 6(HUARMEY) 1 Potencia (MW) (1) SISTEMA ELÉCTRICO CAJAMARCA SET TENSION (kv) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-323 SE Tembladera (SETEMB) P-324 SE Chilete (SECHIL) P-320 SE Cajamarca (SECAJA) P-378 SE. Elevadora Porcon P-396 SE. La Pajuela P-380 Sub Estacion Celendin P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-322 SE San Marcos (SESMAR) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-321 SE Cajabamba (SECAJAB) P-364 SE CH Catilluc P-350 SE San Juan TOTAL Sistema Eléctrico CAJAMARCA SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE SET TENSION (kv) P-328 SE Santa (SESANTA) P-326 SE Chimbote Norte (SECHNOR P-329 SE Chimbote Sur (SECHSUR) P-376 SE Trapecio (SETRAP) P-330 SE Nepeña (SENEPE) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-332 SE San Jacinto (SESJAC) P-331 SE Casma (SECASMA) P-331 SE Casma (SECASMA) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-333 SE Huarmey (SEHUARM) P-325 SE Chimbote 1 (SECHIM1) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-344 SE Pallasca (SEPALLA) P-363 SE CT Tortugas TOTAL Sistema Eléctrico CHIMBOTE

32 DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR 32

33 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. 33

34 METODOLOGÍA 1. Elaboración del balance entre la demanda proyectada y la potencia instalada por SET AT/MT. Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de instalaciones de transformación existentes así como la necesidad de instalación de otras adicionales. 2. Análisis del flujo de potencia por las líneas de transmisión existentes, considerando la demanda proyectada. Objetivo: identificar las necesidades de ampliación de las líneas de transmisión para atender la demanda proyectada, considerando sólo las líneas existentes. Este cálculo tiene un carácter exploratorio del comportamiento del sistema ante el crecimiento de la demanda y permite establecer una base para la definición de ampliaciones y reformas de la red de transmisión. 3. Identificación del área de influencia teórica de las SET AT/MT existentes en los planos del sistema, empleando el mapa de densidades. Objetivo: comparar el área de influencia actual de cada SET con el área de influencia teórica y evaluar las posibles transferencias de carga entre las SET así como la forma de optimizar su utilización. Esta etapa permite conocer la situación actual en la que opera el sistema y la forma en la que el área de influencia teórica es cumplida. 34

35 4. Definición de la potencia óptima que deben tener las SET AT/MT en el sistema. Objetivo: identificar la potencia óptima para las SET AT/MT dentro del sistema y utilizar este valor para la ubicación de SET nuevas, así como para establecer el área de influencia correspondiente, tanto de nuevas como de existentes, de tal manera que se cumpla, en lo posible, con la potencia óptima, así como con el centro de carga correspondiente. 5. Identificación del número y ubicación de las SET AT/MT necesarias en el año final del horizonte de planeamiento, tomando como base las SET existentes así como las SET nuevas que resulten necesarias. Esta ubicación debe considerar la identificación del área de influencia así como en centro de carga teórico correspondiente, sobre el mapa de densidades. Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales cuando sea necesario instalar SET AT/MT nuevas, así como para la redistribución de la carga entre las SET AT/MT. 6. Identificación del área de influencia de las SET MAT/AT existentes y la ubicación de SET MAT/AT nuevas, en el año final del horizonte de planeamiento, empleando el mapa de densidades. Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales para instalar las SET MAT/AT adicionales. 35

36 7. Análisis del flujo de potencia en cada uno de los cinco primeros años y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento. Objetivo 1: observar el comportamiento del flujo de potencia dentro del sistema e identificar la necesidad de ampliación de las líneas de transmisión en los casos que esto sea necesario. Objetivo 2: conocer las pérdidas en el sistema de transmisión y definir la capacidad que deben tener las SET MAT/AT, en cada uno de estos años. Estos resultados permitirán identificar la necesidad de ampliación de las SET MAT/AT existentes o la necesidad de instalar SET MAT/AT nuevas. 8. Definición de la configuración del sistema en función al crecimiento de la demanda, año por año, en los primeros cinco años del periodo de planeamiento y, a partir del año 6, por quinquenios hasta el año final del periodo de planeamiento. Objetivo: definir las características de desarrollo del sistema en los primeros años, tomando como referencia las características que debe tener el mismo en el año final del horizonte de planeamiento. 9. En esta etapa se debe verificar el cumplimiento de las restricciones físicas que condicionan las posibilidades de ampliación del sistema. 10. Elaboración de cuadros, planos y diagramas que describen la alternativa seleccionada. 36

37 BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA) SET SISTEMA ELECTRICO TRUJILLO Observación SET MAT/AT(/MT) SET TRUJILLO NORTE AT y AT MAX. DEM. (1) Usuario Mayor REP 220/138 kv P INST (ONAN) (2) Minera Barrick Misquichilca (Alto Chicama) Lado 138 kv FACTOR DE USO 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% SET TRUJILLO NORTE TP-A010 MAX. DEM. (1) Usuario Mayor REP 138/24/10.5 kv P INST (ONAN) (2) Credisa Lado 10.5 kv FACTOR DE USO 36% 38% 40% 42% 44% 46% 49% 51% 54% 57% 59% 62% 65% APR Energy LLC Sucursal del Perú SET TRUJILLO SUR TP-A026 MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 102% 108% 114% 121% 128% 135% 143% 151% 159% 167% 176% 184% 193% SET TRUJILLO SUR TP-A027 MAX. DEM. (1) Usuario Mayor 138/10 kv P INST (2) Corporacion Lindley Lado 10 kv FACTOR DE USO 24% 47% 49% 71% 73% 75% 78% 80% 82% 84% 87% 89% 92% SET TRUJILLO SUR TP-A005 MAX. DEM. (1) /60/10 kv P INST (2) Lado 138 kv FACTOR DE USO 69% 75% 80% 86% 92% 98% 105% 112% 119% 127% 135% 142% 151% SET TRUJILLO SUR TP-A005 MAX. DEM. (1) /60/10 kv P INST (2) Lado 60 kv FACTOR DE USO 46% 50% 55% 60% 65% 70% 76% 82% 88% 94% 101% 107% 114% SET TRUJILLO SUR TP-A005 MAX. DEM. (1) /60/10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 85% 91% 97% 103% 110% 117% 125% 132% 140% 149% 157% 166% 175% SET PORVENIR TP-A025 MAX. DEM. (1) /10 kv P INST (2) Lado 10 kv FACTOR DE USO 94% 99% 105% 111% 118% 124% 131% 138% 145% 153% 160% 168% 176% SET MOTIL TP-A029 MAX. DEM. (1) /33 kv P INST (2) Lado 138 kv FACTOR DE USO 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% SET MOTIL TP-A029 MAX. DEM. (1) /33 kv P INST (2) Lado 33 kv FACTOR DE USO 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% SET TAYABAMBA TP-A044 MAX. DEM. (1) /22.9/6.9 kv P INST (ONAN) (2) Lado 138 kv FACTOR DE USO 13% 14% 14% 15% 15% 16% 17% 17% 18% 19% 19% 20% 21% SET TAYABAMBA TP-A044 MAX. DEM. (1) /22.9/6.9 kv P INST (ONAN) (2) Lado 22.9 kv FACTOR DE USO 13% 14% 14% 15% 15% 16% 17% 17% 18% 19% 19% 20% 21% 37

38 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2010 Entró el 23 de Diciembre 2010 la nueva línea de transmisión Trujillo Norte Trujillo Noroeste 138 kv AAAC 240 mm2 de 6 km de longitud. Entró la nueva SET Trujillo Noroeste con nuevo transformador 138/22.9/10 kv 60/24/36 MVA (ONAF). Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART. 38

39 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2011 Se retira el transformador 66/13.8 kv 5 MVA (ONAF) de la SET Ticampampa y se rota a la SET Carhuaz. Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/13.8 kv 3 MVA. Entra nueva adquisición de transformador 66/22.9/13.8 kv de 9/5/7 MVA (ONAF) a la SET Ticapampa el 29 Junio Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para la SET Carhuaz en el año 2009, pero en nivel de tensión 66/13.8 kv. Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kv de 6.5 MVA (ONAF) de la SET Trujillo Sur 01 el día 21 de Agosto Entra transformador rotado de 10 MVA desde la SET Malabrigo. Se retira y pasa a reserva transformador 66/13.8 kv 2.5 MVA de la SET Carhuaz. Entró transformador rotado 66/13.8 kv 5 MVA (ONAF) desde la SET Ticapampa. Para evitar sobrecarga del transformador 34.5/10 kv 2 MVA de la SET Casagrande 01, se transfiere el 50% de la carga del alimentador CG002 Chocope a la SE Paijan. Se retiran y pasan a reserva los transformadores 33/10 kv 0.8 MVA y 13.8/10 kv 1.25 MVA de la SET La Florida. La adquisición se realizó por falla de transformador existente. Entra nueva adquisición de transformador 33/13.8 kv 3 MVA. 39

40 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2011 Entra nueva línea de transmisión Pomabamba Huari 60 kv AAAC 120 mm2 de km de longitud. Entra nueva SET Huari con nuevo transformador 60/22.9/10 kv 9/9/3 MVA (ONAF). Estos proyectos fueron puestos en servicio el 21 de Junio Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2011 para el MINEM. 40

41 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2011 Entra nueva línea de transmisión Chimbote 1 Santa 138 kv AAAC 240 mm2 de 8.4 km de longitud. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año Se deja fuera de servicio la línea de transmisión L-1116 Chimbote 2 Santa 138 kv de 7.47 km de longitud. 41

42 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2012 Entra transformador 138/13.8/7.2 kv 12/12/4 MVA (ONAF), devanado de 22.9 kv implementado a 13.8 kv, en la SET Trapecio de su misma reserva y asume la carga de los alimentadores TRA005 San Juan y TRA006 Meiggs. Se retira y pasa a reserva el transformador 138/10 kv 26 MVA (ONAF) de la SET Porvenir. Entra adquisición de transformador 138/22.9/10 kv 50/37.5/25 MVA (ONAF), el cual está en estudio definitivo, con la finalidad que las nuevas cargas se atiendan en 22.9 kv. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para la SET Malabrigo en el año 2010, pero en nivel de tensión 138/10 kv. Se retrasa el cambio de transformador en la SET Malabrigo para el año 2013, el cual acompaña el proyecto de cambio de tensión de la línea Santiago de Cao Malabrigo. Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kv 3 MVA (ONAF) de la SET Moche. Entra transformador rotado 6.5 MVA desde la reserva de la SET Trujillo Sur 01 a SET Moche. 42

43 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2012 Entra nueva línea de transmisión Virú Chao 60 kv AAAC 120 mm2 de km de longitud. Entra nueva SET Chao con nuevo transformador 60/22.9/10 kv 15/15/4 MVA (ONAF). Estas inversiones habían sido aprobadas por el OSINERGMIN GART en el año

44 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2012 Entra nueva línea de transmisión Ticapampa Conococha 66 kv AAAC 177 mm2 de 47 km de longitud. Ampliación de la SET Conococha con nuevo transformador 220/66/22.9 kv 50/40/20 MVA (ONAF). 44

45 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2012 Entra nuevo transformador 220/60/22.9 kv 50/40/20 MVA (ONAF) en la SET Cajamarca Norte. La implementación de la barra partida fue realizada el año Esta inversión había sido aprobada en la regulación anterior, programada para su ingreso solo el año Por la coyuntura del sistema eléctrico del norte del país se emitió la RM MEM/DM, que en su Art. 3 dispone que Hidrandina instale ese transformador en la zona de Cajamarca. El inicio de línea en la SET Cajamarca Norte pasa de la celda 60 kv del transformador de Conenhua al nuevo transformador de Hidrandina. Se pone en servicio la línea de transmisión existente L Cajamarca Norte Cajamarca. Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/10 kv 0.63 MVA de la SET Porcón y se transfiere el alimentador CNH001 al nuevo transformador en la SET Cajamarca Norte de propiedad de Hidrandina. Se retira y pasa a la reserva el transformador 138/13.8 kv MVA (ONAF) de la SET Santa. Este transformador presenta riesgo por incremento de pérdida de celulosa y término de vida útil, pasará a overhauling. Entra nueva adquisición de transformador 138/22.9/13.8 kv 25/13/18 MVA (ONAF). La demanda en esta SET en el año 2022 alcanza el valor de 17.6 MW. 45

46 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2012 Entra como reserva nuevo transformador 138/22.9/10 kv 60/24/36 MVA (ONAF) en la SET Trujillo Noroeste. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año Entra la carga minera La Arena con 2 MW en la barra 22.9 kv de la SET Huamachuco existente. Entra nuevo banco de capacitores de 5.5 MVAR ( MVAR) en la barra 22.9 kv de la SET Cajabamba. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año Entra la carga de la Minera Lincuna en la barra 22.9 kv de la SET Ticapampa con 2 MW. Entran nuevos bancos de 3 MVAR (2x1.5 MVAR) en la barra 13.8 kv SET Huaraz 22.9 kv y 3 MVAR (2x1.5 MVAR) en la barra 13.8 kv SET Ticapampa. 46

47 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2013 Entra nueva SET Huamachuco con transformador 220/60/22.9 kv 36/15/30 MVA, la cual estaría implementada abriendo la línea de transmisión L-2272/L-2274 Kiman Ayllu Cajamarca Norte. Esto genera un nuevo punto de suministro y permite el desarrollo de nuevos sistemas eléctricos en la zona. Se transfieren las cargas de la zona de Huamachuco que inicialmente estaban alimentadas en 22.9 kv en la SET Cajabamba hacia la nueva SET Huamachuco. Entra la carga minera La Arena con 4.4 MW en la barra 22.9 kv de la nueva SET Huamachuco. 47

48 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2013 Se implementa el cambio tensión de la línea de transmisión Santiago de Cao Malabrigo de 34.5 kv a 138 kv AAAC 240 mm2 de km de longitud. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año Se abre la línea Paiján Malabrigo 34.5 kv en el extremo de barra ubicado en la SET Paiján. Se alivia la sobrecarga del transformador 37 MVA (ONAF) de la SET Santiago de Cao en el año

49 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2013 Ingreso de nueva línea de transmisión Trujillo Oeste Trujillo Sur Oeste Trujillo Sur 138 kv AAAC 240 mm2 de 22.2 km de longitud, usando servidumbre de la parte de la línea existente Trujillo Sur Viru 60 kv (6.8 km). Esto permite generar un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N 1, considerando que este sistema eléctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año 2011, no obstante la longitud de la línea aumentó (inicialmente 8.32 km de longitud) para los fines convenientes de la nueva. Entra nueva SET Trujillo Suroeste ubicada próxima a la SET Moche. 49

50 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2013 La SET Pallasca se encuentra situada en una falla geológica y se preveía su reubicación al centro de carga de su área de influencia, el cual no está bajo la influencia de la falla. No obstante, las cargas importantes mineras se encontraban en esta área las cuales movían el centro de carga hacia Huamachuco. Debido que existe una sobrecarga del transformador de la SET Cajabamba provocado por el ingreso de estos proyectos mineros se hace necesario el ingreso de la nueva SET Huamachuco, para esto no se reubica a la SET Pallasca cuyas labores de mantenimiento para estabilización del terreno serán realizados por la empresa. Se retira y pasa a reserva el transformador 66/22.9/10 kv 9/9/2.6 MVA (ONAF) de la SET Pallasca. Entra nueva adquisición de transformador 60/22.9/10 kv 15/15/2 MVA a la SET Pallasca. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kv 15 MVA (ONAF) de la SET Malabrigo. Entra nuevo transformador 138/22.9/10 kv 50/37.5/25 MVA (ONAF). La carga de los alimentadores de la SET Malabrigo se transfieren a este transformador. Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/13.8 kv 8.4 MVA (ONAF) de la SET Casagrande 02. Entra nuevo transformador 34.5/13.8 kv 15 MVA. Se retira y pasa a reserva el transformador 22.9/10 kv 0.63 MVA (ONAF) de la SET Sihuas. Entra nuevo transformador 22.9/10 kv 1.5 MVA (ONAF). 50

51 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2013 Se retira y rota el transformador 138/60/10 kv 60/24/36 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Sur hasta la nueva SET Trujillo Suroeste. Desde la SET Trujillo Suroeste se alimentará a la SET Viru en 60 kv considerando la adaptación de la línea Trujillo Sur Viru (retiro de 6.8 km de línea). Se adaptará la línea Trujillo Sur Moche Salaverry 34.5 kv a la ubicación de la SET Suroeste con el retiro de aproximadamente 7.2 km de línea desde la SET Trujillo Sur. Los alimentadores de la SET Moche y SET Salaverry en 10 kv adaptan su salida desde la SET Suroeste. Adicionalmente se transfiere el alimentador TSU009 El Bosque desde la barra A hacia la barra C de la SET Trujillo Sur. Se transfiere el alimentador TSU012 Industrial Sur Moche desde la barra C de la SET Trujillo Sur hacia la SET Trujillo Suroeste en 10 kv. Se rota el transformador 34.5/10 kv 10 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Sur 01 a la nueva SET Trujillo Suroeste, desde este punto se alimenta el eje Moche Salaverry. Entra transformador rotado de reserva 138/22.9/10 kv 60/24/36 MVA (ONAF) desde la SET Trujillo Noroeste hasta la SET Trujillo Sur. 51

52 Año 2013 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Se retira y por obsolescencia se da de baja el transformador de 138/10 kv de 30 MVA de la SET Trujillo Sur barra C. Entra nuevo transformador de 138/22.9/10 kv 30/15/30 MVA (ONAF) y la carga de Lindley se atiende a 22.9 kv (inicialmente estaba conectada en 10 kv con un transformador 22.9/10 kv). Se implementa cambio de tensión de la línea Guadalupe 02 - Guadalupe en 60 kv AAAC 120 mm2 de 13.2 km de longitud. Esta inversión había sido aprobada por el OSINERGMIN GART en el año Se reubica la SET Guadalupe 02 a 5.1 km de la SET Guadalupe 02 existente. Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kv en la SET Guadalupe 02. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kv 25/15/15 MVA (ONAF). Se conecta la carga Caña Dulce en 22.9 kv con 5 MW. 52

53 Año 2014 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Se retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kv 5 MVA (ONAF) de la SET Pacasmayo. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kv 10/5/8 MVA y desde este año se atenderán clientes mayores en 22.9 kv. Se desactiva la SET Moche, se retira y pasa a reserva el transformador 33/10 kv 6.5 MVA (ONAF). Se transfiere los alimentadores de la SET Moche (MOC001 Miramar y MOC002 Moche Delicias) hacia la barra 10 kv de la SET Trujillo Suroeste, se adaptan los alimentadores. Se retira y pasa a reserva el transformador 34.5/10 kv 2 MVA (ONAF) de la SET Casagrande 01. Entra nuevo transformador 34.5/10 kv 5 MVA (ONAF). Se retira y pasa a reserva el transformador 138/66/13.8 kv 31/18/13 MVA (ONAF) en la SET Chimbote Sur. Entra nuevo transformador 138/22.9/13.8 kv kv 30/10/18 MVA (ONAF). Entra segunda terna de línea Trujillo Norte Porvenir 138 kv AAAC 185 mm2 de km de longitud. Esto permite descongestionar esta línea y ante contingencias N 1 permite una transmisión de potencia con capacidad suficiente para la ciudad de Trujillo. Se retira y pasa a reserva el transformador 66/22.9/13.8 kv de 9/5/7 MVA (ONAF) de la SET Ticapampa. Entra nuevo transformador 66/22.9/13.8 kv 25/25/13 MVA (ONAF) en la SET Ticapampa. 53

54 SOLUCIÓN DE PLANEAMIENTO HIDRANDINA Año 2015 Entra nueva línea de transmisión Derivación Cajamarca Cajamarca Nueva 60 kv AAAC 150 mm2 de 2.6 km de longitud. Entra nueva SET Cajamarca Nueva con nuevo transformador de 60/22.9/10 kv 20/5/18 MVA (ONAF) y se transfiera la carga de los alimentadores CAJ003 Cajamarca 3, CAJ004 Cajamarca 4 y CAJ007 Cajamarca 7 desde la SET Cajamarca hacia la SET Cajamarca Nueva. 54