DE ELECTRICIDAD

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1 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD Dirección General de Electricdad

2 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD INDICE PRESENTACIÓN 4 1. RESUMEN EJECUTIVO 5 2. SITUACIÓN AL AÑO 2006 Y EVOLUCIÓN DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD Evolución macroeconómica en el Privatización y concesiones Inversiones Variables técnicas del subsector eléctrico Descripción del negocio eléctrico EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS MAYORES Sistema Aislado de Iquitos Sistema Aislado de Puerto Maldonado Sistema Aislado de Tarapoto-Moyobamba-Bellavista Sistema Aislado de Jaén Bagua INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS INTERNACIONALES INVERSIONES ANEXOS Metodología para la proyección de la demanda y expansión de la generación y transmisión Centrales generadoras existentes del Líneas de transmisión existentes del Fichas de proyectos hidráulicos Fichas de proyectos térmicos Fichas de proyectos de líneas de transmisión Mapas del Plan de Expansión de la Transmisión Escenario de Oferta Base (Sin Gas Natural en el Sur) Cuencas hidrográficas del Marco Legal 274 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

3 PRESENTACIÓN El Plan Referencial de Electricidad es formulado por el Ministerio de Energía y Minas como documento promotor para brindar información prospectiva que sirva a los agentes del subsector electricidad o de nuevos agentes que tienen la intención de participar en la toma de decisiones de inversión; también está dirigido a las entidades o personas con interés en el conocimiento del desarrollo eléctrico del país. En este documento se presenta una visión de desarrollo del subsector electricidad para un período de diez años y para el largo plazo, considerando un periodo prospectivo de hasta 20 años. En su elaboración se ha utilizado información estadística correspondiente hasta el año El documento describe la situación actual del subsector con relación a sus variables más relevantes, la dinámica de funcionamiento y las perspectivas del mismo. Presenta un plan de expansión de obras de generación y transmisión para los sistemas eléctricos compatible con los requerimientos de demanda de potencia y energía de acuerdo a los criterios de economía, seguridad y confiabilidad. La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas hace extensivo su reconocimiento a todas las entidades relacionadas y vinculadas a la actividad eléctrica por el apoyo brindado a través de la información alcanzada y las sugerencias efectuadas, que han enriquecido el presente documento, el cual es puesto a disposición de los agentes del mercado eléctrico. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

4 1. RESUMEN EJECUTIVO El presente documento contiene el Plan Referencial de Electricidad formulado por el Ministerio de Energía y Minas para el período (PRE-2006), sobre la base informativa que abarca hasta el año 2005 e información preliminar del El PRE-2006 contempla la expansión de la generación y la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional () y de los Sistemas Aislados Mayores. La formulación del PRE-2006 se basa en estudios de proyección de la demanda de electricidad, en la expansión de la generación y la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional () y de los Sistemas Aislados Mayores del país; así como del análisis de las interconexiones internacionales. 1.1 ENFOQUE DEL PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD La formulación del PRE-2006 ha sido realizada bajo un enfoque que considera los siguientes criterios básicos: a) Se formula bajo la perspectiva de la autoridad del sector, sobre la base de información especializada de acceso público, tomando en cuenta criterios racionales técnicos y económicos. b) En el mercado eléctrico peruano la generación es libre y por tanto tiende a ser un mercado de competencia; y, que en el largo plazo las decisiones de expansión de la generación tomadas por los agentes mejorarán la eficiencia económica de dicho mercado. c) Los proyectos de generación y transmisión eléctrica son de larga maduración, por la magnitud de la inversión y el período de vida útil de sus instalaciones, por lo que las previsiones económicas y de financiamiento de los agentes económicos que participan en el mercado se deben proyectar en ese horizonte, o sea dentro de un plan de largo plazo. d) Dada la complejidad de las acciones, estrategias y decisiones de carácter privado de los agentes que compiten en el mercado, los planes de generación y transmisión expuestos en el PRE-2006 no representan ninguna recomendación para priorizar la ejecución de obras, sino la visión de las perspectivas del mercado bajo criterios de eficiencia económica del conjunto, y que sirven de base para la toma de decisiones de las entidades públicas y privadas. En consecuencia, los resultados del PRE-2006 deben ser considerados solo como señales indicativas de carácter técnico y económico para la expansión de la generación y transmisión del y de los Sistemas Aislados Mayores, dado que la ejecución real dependerá del resultado de la competencia de los diferentes agentes del sector dentro del marco regulatorio vigente. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

5 1.2 VISIÓN DE PLANIFICACIÓN DEL HACIA EL LARGO PLAZO Introducción A la luz del análisis de los requerimientos de demanda, de oferta de generación y de la transmisión troncal en el realizado en el marco del presente PRE-2006, se formula una visión de planificación del hacia el largo plazo, esbozando un plan orientador de la expansión de la generación y transmisión troncal del en un período prospectivo de hasta 20 años. Esta visión intenta definir el objetivo al que se pretende llegar en la expansión de la generación y transmisión troncal en el largo plazo, bajo los escenarios previsibles de evolución de la demanda en magnitud y distribución geográfica, y de la oferta, en los polos energéticos distribuidos geográficamente acorde a la ubicación de los recursos energéticos. Esta visión plantea como objetivo de planificación hacia el largo plazo del, el lograr un sistema de transmisión troncal con capacidad de intercambio suficiente y confiable entre todas las zonas del de manera uniforme. Dado que la distribución geográfica de la demanda y de los energéticos en el ámbito geográfico del tiene grandes asimetrías, para lograr un suministro eléctrico confiable y uniforme en todo ese ámbito, se requiere que gradualmente en el tiempo se refuerce la transmisión eléctrica, que une los centros de oferta y demanda, y paralelamente también desarrollar ductos de transporte de gas natural como una manera de racionalizar la oferta de este energético para otros usos y para la generación de electricidad. El desarrollo de la generación eléctrica en el tiende a conformar agrupaciones o centros de producción eléctrica, por contar con fuentes de energéticos importantes o proyectos de generación. Es así que se han identificado tres polos energéticos importantes por su trascendencia a todo el o a una zona del : El Polo Energético Mantaro: El actual principal centro de generación del país, ubicado en la zona centro del. El Polo Energético del Sur Medio: El conglomerado de proyectos de generación térmica que utiliza el gas natural de Camisea, localizado al sur de Lima a lo largo del gasoducto Pisco Lima antes del punto de conexión ( city-gate ) a la red de distribución de gas de Lima. Este polo energético será el mayor centro de generación térmica del país con una gran incidencia en el desarrollo del. El Polo Energético de Machu Picchu: Comprende los proyectos en desarrollo y futuros cercanos a la actual C.H. Machu Picchu, en el que se pueden considerar los proyectos hidroeléctricos de Machu Picchu II, Santa Teresa, Quillabamba, entre otros. Este polo tendrá una importante incidencia en el desarrollo de la generación eléctrica en el Sur del. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

6 1.2.2 Ámbito Geográfico del PRE Zonas Para fines de análisis técnico y económico de la expansión de la generación y la transmisión, el se disgrega en cuatro grandes zonas oferta/demanda, o áreas de sistemas eléctricos de potencia, interconectadas por enlaces de transmisión troncales del. Las áreas geográficas de influencia de las zonas definidas del se presentan en el Cuadro N RE-01 y el Gráfico Nº RE-01. Cuadro Nº RE 01 Áreas Geográficas de Influencia de Zonas del Además, el ámbito geográfico del PRE-2006 incluye los siguientes Sistemas Aislados Mayores: Sistema Aislado de Iquitos Sistema Aislado de Tarapoto Moyabamba - Bellavista Sistema Aislado de Bagua - Jaén Sistema Aislado de Puerto Maldonado PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

7 Gráfico Nº RE - 01 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

8 1.2.3 Confiabilidad El crecimiento del ha sido relativamente acelerado en extensión, alcanzando a cubrir geográficamente la mayor parte de los departamentos del país, pero que a su vez la asimétrica distribución geográfica de la demanda y de los recursos energéticos disponibles, con una gran concentración en la zona centro del, ha hecho que el sistema de transmisión troncal a 220 kv inicialmente conformado sea relativamente débil en gran extensión con un solo circuito. Es claro que con un área de gran extensión geográfica, con asimetrías de distribución geográfica de la demanda y recursos energéticos disponibles, debido a las distancias y las cargas involucradas, el reforzamiento del esquema de transmisión troncal del resulta oneroso. Por esta razón, el reforzamiento por confiabilidad de servicio de la transmisión troncal ha sido postergado, ya que los costos involucrados son muy altos en comparación al beneficio de mejora de confiabilidad, dadas las reducidas cargas distribuidas geográficamente en el país. Es así que en el mapa de confiabilidad de los enlaces troncales del solo en la zona centro y el enlace centro - sur se puede aplicar el criterio de confiabilidad ; es decir que el sistema puede brindar la transmisión de plena carga aún ante la pérdida de un circuito, por el contrario en los otros enlaces del el criterio de confiabilidad aplicado es el de Recierre Monofásico Exitoso (RME), que considera que una falla de cortocircuito monofásico no saque de servicio al enlace, sino que el sistema de protección aclare la falla Etapas de Expansión La visión de planificación del hacia el largo plazo considera, de manera progresiva, las siguientes etapas de expansión de la configuración de la transmisión troncal del : a) Etapa Inicial Sistema Existente - Año 2006 La etapa inicial corresponde al sistema existente, donde muchos enlaces troncales son débiles en capacidad y confiabilidad, y las transferencias de potencia entre las zonas del sistema están limitadas a las capacidades determinadas principalmente por factores de estabilidad transitoria. En muy pocas áreas y troncales del se cumple con el criterio de confiabilidad.la configuración para esta etapa se muestra en el Gráfico N RE-02, cuyas capacidades de transferencias están limitadas de menos de 200 MW entre el eje Norte - Centro-Norte Medio, y de menos de 300 MW en el eje Centro-Sur. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

9 Gráfico Nº RE - 02 Evolución de la Configuración del Etapa Inicial Sistema Existente - Año 2006 Zona Norte RME 170 MW Zona Norte Medio 170 MW 1190 MW Polo Energético Mantaro Tensión: Confiabilidad: Recierre Monofásico Exitoso: : 138 kv 220 kv Extra Alta Tensión RME RME Zona Centro 2x170 MW RME Polo Energético Sur Medio 2x125 MW Polo Energético Machu Picchu 2x60 MW Zona Sur b) Primera Etapa - Corto Plazo: Primer Reforzamiento de Enlaces Troncales a 220 kv En esta primera etapa se desarrolla la ampliación de la capacidad de las troncales que se requieren en el corto plazo con el mantenimiento de similar estructura y confiabilidad que en la etapa inicial. La configuración del para esta etapa se muestra en el Gráfico N RE-03. Como se observa, en esta etapa se logra incrementar la capacidad de los enlaces de las zonas Centro-Norte Medio y Centro-Polo Energético Sur Medio, así como se logra elevar la confiabilidad de este último enlace de RME a condición. Estas obras ya se encuentran programadas para su ingreso en el corto plazo. Las dos líneas entre la zona centro y el polo energético sur medio estarán concluidas para el mes de junio de El incremento de la capacidad entre las zonas Centro-Norte Medio se logrará con la segunda terna de la LT Lima Chimbote que entrará en servicio a inicios del año Por lo anterior, para el año 2008 ya se habrá concluido con esta primera etapa de expansión del. Los reforzamientos de enlaces entre el polo energético sur medio y la zona centro previstos para esta etapa (LT 2090 ex LT 2008, a 2x180 MVA, y la nueva LT San Juan Chilca ex LT de doble terna y doble conductor por fase de PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

10 2x350 MVA), se encuentran en ejecución, y entrarán en operación comercial en el segundo trimestre del Con estas obras se dispondrá de capacidad de transporte en este tramo del de aproximadamente 900 MW. Gráfico Nº RE - 03 Evolución de la Configuración del 1 era Etapa - Corto Plazo: 1 er Reforzamiento de Troncales 220 kv Zona Norte RME 170 MW Zona Norte Medio 2x170 MW 1190 MW Polo Energético Mantaro Tensión: 138 kv 220 kv Extra Alta Tensión Confiabilidad: Recierre Monofásico Exitoso: : RME RME Zona Centro 2x350 MVA 2x180 MVA Polo Energético Sur Medio 2x125 MW Polo Energético Machu Picchu 2x60 MW Zona Sur c) Segunda Etapa - Mediano Plazo: Segundo Reforzamiento de Enlaces Troncales a 220 kv Esta etapa tiene el objeto de seguir incrementando la capacidad de los enlaces troncales del a 220 kv, acorde a los requerimientos del crecimiento de la demanda y la expansión de la generación. La configuración del para esta etapa se muestra en el Gráfico N RE-04. Se aprecia que en esta etapa se refuerza los enlaces de las zonas Centro - Norte Medio y el Polo Energético Sur Medio y el Centro, pero no incrementa la confiabilidad de la transmisión troncal. Se plantea que estas obras sean el enlace de doble terna Chilca-Planicie Zapallal, para el refuerzo del polo energético sur-medio y el enlace Vizcarra-Huallanca- Cajamarca para el refuerzo centro-norte medio. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

11 Gráfico Nº RE 04 Evolución de la Configuración del 2 nda Etapa-Mediano Plazo: 2 do Reforzamiento de Troncales 220 kv Zona Norte RME 2x170 MW Zona Norte Medio 3x170 MW 1190 MW Polo Energético Mantaro Tensión: 138 kv 220 kv Extra Alta Tensión Confiabilidad: Recierre Monofásico Exitoso: : RME RME Zona Centro 2x350 MVA 2x180 MVA Polo Energético Sur Medio 2x350 MVA 2x150 MW Polo Energético Machu Picchu 2x60 MW Zona Sur d) Tercera Etapa - Largo Plazo: Primer Reforzamiento de Troncales a Extra Alta Tensión En esta etapa se introducen los enlaces a extra alta tensión por requerimiento de capacidad de transmisión para el reforzamiento de los enlaces troncales más críticos: entre el centro y el norte medio, y entre el polo energético sur medio y el centro. La configuración del para esta etapa se muestra en el Gráfico N RE-05. En esta etapa, para la transmisión entre el centro y el sur se posterga temporalmente el objetivo de mejorar la confiabilidad para atender el requerimiento de incremento de capacidad dado por una mayor concentración de la generación en el centro y posibles limitaciones de generación en el sur, en razón a la disponibilidad, tiempo de maduración, y costos de proyectos de generación en estas dos zonas. Para el reforzamiento del enlace Centro-Sur, en esta etapa, se plantea mejorar la utilización de la capacidad de las líneas existentes (que puede alcanzar los 600 MW), mediante la implementación de equipamiento de control de potencia que mejore las restricciones por estabilidad entre sistemas. Con el incremento de la utilización de líneas existentes se relaja temporalmente la confiabilidad del enlace Centro-Sur, de criterio a criterio de Recierre Monofásico Exitoso. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

12 El esquema y configuración del equipamiento de control de potencia para el enlace Centro-Sur mencionado, serán definidos en estudio especializado el que tomará en cuenta opciones que van desde la compensación capacitiva SVC, compensación capacitiva serie controlada por tiristores (FACTS), hasta una estación convertidora back-to-back, implementadas en la subestación intermedia del enlace existente, Cotaruse, o las subestaciones terminales. Es importante tener en consideración que es necesario el relajamiento temporal de confiabilidad planteado para el enlace Centro-Sur en esta etapa, por un criterio de mínimo costo, para poder lograr en etapa posterior una mejor y más robusta configuración del sistema. Gráfico Nº RE - 05 Evolución de la Configuración del 3 era Etapa - Largo Plazo: 1 er Reforzamiento de Troncales a Extra Alta Tensión Zona Norte RME 170 MW Zona Norte Medio 3x170 MW 1190 MW Polo Energético Mantaro Tensión: 138 kv 220 kv Extra Alta Tensión Confiabilidad: Recierre Monofásico Exitoso: : RME 900 MW RME Zona Centro 2x350 MVA 2x350 MVA 900 MW Polo Energético Sur Medio 2x180 MVA 2x300 MW RME Polo Energético Machu Picchu 2x60 MW Zona Sur e) Cuarta Etapa Largo Plazo: Segundo Reforzamiento de Troncales a Extra Alta Tensión 2 En esta cuarta etapa se contempla un segundo reforzamiento con enlaces a extra alta tensión para mejora de la capacidad de transmisión y de confiabilidad en la zona sur del sistema. La configuración del para esta etapa se muestra en el Gráfico Nº RE-06. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

13 En esta etapa se plantean los enlaces en extra alta tensión de simple circuito, con respaldo por confiabilidad de los enlaces a 220 kv implementados en etapas anteriores. Es así que, por ejemplo, entre la zona centro y sur se logra una capacidad de intercambio de hasta 600 MW con redundancia plena, bajo criterio. En este aspecto, el refuerzo del enlace existente realizado en la etapa anterior, con equipamiento de control de potencia, tendría una importante función de regulación del flujo de potencia en este enlace de manera que se optimice la carga en el enlace centro-sur a extra alta tensión, porque de lo contrario, dada la topología del sistema, la utilización de la transmisión troncal entre esos dos enlaces entre el centro y el sur sería desbalanceada. En esta etapa se logra obtener la confiabilidad óptima para el Sur del, mientras que el Norte Medio y el Norte tienen confiabilidades restringidas al criterio RME, aunque con cierta mejora en la confiabilidad entre el Centro y Norte Medio con una terna en extra alta tensión respaldada parcialmente por 3 enlaces de 170 MW. Gráfico Nº RE - 06 Evolución de la Configuración del 4 ta Etapa Muy Largo Plazo: 2 do Reforzamiento de Troncales a Extra Alta Tensión Zona Norte RME 2x170 MW Zona Norte Medio 3x170 MW 1190 MW Polo Energético Mantaro Tensión: 138 kv 220 kv Extra Alta Tensión Confiabilidad: Recierre Monofásico Exitoso: : RME 900 MW RME Zona Centro 2x300 MW 2x350 MVA 2x350 MVA 900 MW Polo 2x180 MVA Energético Sur Medio 900 MW Polo Energético Machu Picchu 2x60 MW Zona Sur f) Quinta Etapa Etapa Final: Confiabilidad General - Extra Alta Tensión Esta quinta etapa, etapa final, tiene por objeto llevar la capacidad plena para los intercambios entre zonas y con una confiabilidad en todo el sistema de transmisión troncal del. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

14 La configuración del para esta etapa se muestra en el Gráfico Nº RE-07. En esta etapa se llegaría al objetivo planteado por la visión de planificación hacia el Largo Plazo, obteniéndose capacidades suficientes y confiables de intercambio entre las zonas del. En esta etapa se logrará también capacidad de transmisión en Extra Alta Tensión para interconexiones internacionales con Ecuador, Bolivia y Chile. Gráfico Nº RE - 07 Evolución de la Configuración del 5 ta Etapa Etapa Final: Confiabilidad General a Extra Alta Tensión Zona Norte 2x170 MW 2x900 MW Zona Norte Medio 3x170 MW 1190 MW Polo Energético Mantaro Tensión: 138 kv 220 kv Extra Alta Tensión Confiabilidad: Recierre Monofásico Exitoso: : RME 2x900 MW Zona Centro 4x350 MVA 2x900 MW Polo Energético Sur Medio 2x180 MVA 2x900 MW 2x300 MW Polo Energético Machu Picchu 2x60 MW Zona Sur Sobre este marco se está formulando el plan de expansión de la transmisión troncal del contemplado en el presente Plan Referencial de Electricidad Como se ve, en la expresión de la visión de planificación hacia el largo plazo se presentan los enlaces de expansión de la transmisión troncal que conformarán los proyectos de transmisión troncal candidatos que serán considerados en el estudio. El presente PRE-2006, por tanto, define la oportunidad de implementación de estos enlaces candidatos, que haga que la expansión de transmisión troncal planteada resulte técnica y económicamente viable bajo los escenarios supuestos, y conjuntamente con el plan de expansión de la generación resultado de la planificación. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

15 1.3 ESCENARIOS DE ANÁLISIS PARA LA FORMULACIÓN DEL PRE-2006 El PRE-2006 se formula bajo los siguientes escenarios de demanda y oferta Escenarios de Crecimiento de la Demanda Escenario Base - Crecimiento de la Demanda Medio : Escenario de crecimiento de la demanda de mayor probabilidad de ocurrencia. Crecimiento de la Demanda Optimista : Escenario del mayor crecimiento de la demanda esperado. Crecimiento de la Demanda Conservador : Escenario de menor crecimiento de la demanda esperado Escenarios de Oferta A diferencia de las zonas norte y centro del país, en donde para el horizonte de estudio la disponibilidad de energéticos en los que se pueda basar la expansión de generación es en mayor grado conocida, en el sur se tiene dos escenarios muy marcados. Escenario de Oferta Base - Escenario de Oferta - Sur - Sin Gas Natural en Mediano Plazo : Este escenario no considera la disponibilidad de gas natural en el sur del país en el horizonte de estudio. Escenario de Sensibilidad Escenario de Oferta - Sur - Con Gas Natural en el Mediano Plazo : Escenario que contempla que el sur cuente con el recurso de gas natural para el año PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

16 1.4. SITUACIÓN ACTUAL DEL Demanda del en el Año 2006 a) La generación de energía eléctrica a nivel nacional en el 2006 fue de GW.h, de los cuales GW.h corresponden al mercado eléctrico (94%), y de estos el 92% corresponde al y el 8% a los sistemas aislados. El crecimiento de la demanda respecto al año 2005 fue de 7,3%. b) La máxima demanda del en el 2006 alcanzó los MW creciendo en 275 MW respecto al año anterior, lo que significa un incremento del 8%; el factor de carga para el año 2006 fue de 78,7 %. c) Las ventas al mercado eléctrico ascendieron, en el año 2006, a GW.h, aumentando en 7,7% respecto al Oferta del en el Año Capacidad instalada de Generación La capacidad instalada de generación en el país a diciembre del 2006 fue de MW, lo que representó un aumento de 5,6% respecto a la capacidad instalada del año La estructura de la capacidad instalada según su origen está compuesto por 51 % de centrales térmicas y 49 %, por centrales hidráulicas, conforme se aprecia en el Gráfico N RE-08 Gráfico Nº RE-08 POTENCIA INSTALADA 2006 POR ORIGEN TOTAL : MW MW Hidraulico Termico La capacidad instalada del alcanzó los MW y la capacidad instalada de los Sistemas Aislados fue de MW. El Gráfico N RE-09 muestra la distribución de la potencia instalada a nivel nacional según el sistema. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

17 Gráfico Nº RE-09 POTENCIA INSTALADA 2006, POR SISTEMA TOTAL MW Sistemas Aislados 15% 85% Balance de oferta y demanda A fines del año 2006, la oferta efectiva del fue de 4866 MW, de los cuales 2826 MW (58%) corresponden a las centrales hidroeléctricas, 1190 MW (24%) a centrales térmicas a gas natural, 630 MW (13%) a centrales térmicas que utilizan petróleo Diesel y residual, 142 MW (3%) a una central térmica que utiliza carbón y 79 MW (2%) a plantas de cogeneración. Esta oferta cubrió la máxima demanda del período que fue de MW, por lo que la reserva del sistema fue de 36%. Gráfico N RE-10 Gráfico Nº RE-10 Balance de Oferta y Demanda Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Año 2006 MW Hidroeléctricas Térmicas Oferta Reserva Máxima Demanda Demanda Caracteristica Potencia (MW) % Hidroeléctricas % Térmicas a GN % Térmicas D2 y R % Térmicas a Carbón 142 3% Térmicas a VAPOR 79 2% Total Oferta % Máxima Demanda Reserva % La distribución del despacho del día de máxima demanda se aprecia en el Gráfico N RE-11, del cual se desprende que a la energía hidroeléctrica le corresponde el 74,3 %, al gas natural el 19,8 %, al carbón mineral 3,5 % y 2,6 % a la generación con diesel y residual. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

18 Gráfico Nº RE-11 DESPACHO DE GENERACIÓN PARA EL DÍA DE MAXIMA DEMANDA DEL AÑO (19 de Diciembre de 2006) MW ,6 % MW ,8 % 3,3 % :30 01:30 02:30 03:30 04:30 05:30 06:30 07:30 08:30 09:30 10:30 11:30 12:30 13:30 14:30 15:30 16:30 17:30 18:30 19:30 20:30 21:30 22:30 23:30 74,3 % Horas Hidroeléctricas Carbón Gas Natural Residual y Diesel La curva de oferta térmica del se presenta en el gráfico RE -12, se aprecia que hasta 900 MW el costo variable asciende a 20 US $/MW.h, para los 400 MW adicionales el costo variable sube hasta 70 US $ / MW.h y para los siguientes 500 MW el costo variable llega a 170 U S$ / MW.h. Es importante remarcar que la presencia de la unidad turbo vapor de la central térmica de Ventanilla para conformar su ciclo combinado significó una reducción importante, del orden de 14%, en el costo marginal del. Gráfico N RE-12 $/MWh CURVA DE CMG DEL - Febrero 2007 Sin TV CC Ventanilla MW PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

19 1.4.4 Costos marginales del En el Gráfico N RE-13 se aprecia la evolución en el período enero Marzo 2007 de los costos marginales promedios mensuales del ; y, los precios de barra de energía activa en la barra Santa Rosa 220 kv - Lima que constituyen los valores esperados de los costos marginales en el. Una nueva conformación de precios a nivel de generación para usuarios regulados está prevista en la Ley N 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a partir de la ponderación de los precios por contratos con y sin licitación. Gráfico Nº RE ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL La proyección de la demanda del se realizó disgregando en dos grandes tipos de carga: Cargas Vegetativas, mayormente del mercado regulado, y Cargas Mayores (Especiales / Incorporadas) o grandes consumidores. Para la proyección de la demanda de cargas vegetativas se utilizaron dos metodologías, una para el corto plazo (período ), metodología de series temporales ARIMA, y la otra para el largo plazo ( ) metodología con modelos econométricos, que en conjunto dan una mayor validez a la proyección. Como resultado del análisis realizado se obtuvo las proyecciones de demanda de energía y potencia para el bajo los Escenarios Medio (Escenario Base), Optimista y Conservador, que se muestran en el Gráfico Nº RE-14 y Gráfico Nº RE-15. Para el Escenario Medio, las tasas promedio de crecimiento de la demanda en el horizonte de estudio son de 6,6% anual para la energía y 6,5% para la potencia, mientras que para el Escenario Optimista se tiene 7,4% anual para la energía y 7,3% anual para la potencia. Para el Escenario Conservador estas tasas son 5,6% para la energía y el mismo valor para la potencia. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

20 Gráfico Nº RE-14 Proyección de Demanda Global de Energía del GW.h ,4% Anual 6,6% Anual ,6% Anual Optimista Medio Conservador Gráfico Nº RE-15 Proyección de Demanda Total de Potencia del MW ,3% Anual 6,5% Anual ,6% Anual Optimista Medio Conservador La proyección de la demanda de potencia de los grandes proyectos, para el Escenario Medio, Escenario Optimista y Conservador alcanzan a MW, 820 MW y 455 MW, respectivamente como se presenta en el Gráfico Nº RE-16. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

21 Gráfico Nº RE-16 MW 1200 Estimaciones de los Requerimientos de Potencia de los Grandes Proyectos Conservador Medio Optimista PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

22 1.6. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DEL Catálogos de Proyectos Candidatos Los proyectos candidatos para el planeamiento de la expansión de la generación del son las centrales hidráulicas consideradas mayores, dado que por economía de escala, plantas de esa magnitud tienen impacto determinante en los precios y en la oferta del, acorde a su tamaño. Cuadro Nº RE-02. Sin embargo, proyectos de menor magnitud pueden competir, aprovechando ventajas comparativas propias que estos proyectos puedan ofrecer, tales como ubicación, facilidad y tiempo de construcción, y otras características relativas a la maduración del proyecto (financieras, estratégicas empresariales, de precios, etc.). Cuadro Nº RE-02 Proyecto de Generación Candidatos Centrales Hidráulicas Proyecto Zona Potencia Inversión Costo Unitario MW Millones US$ US $/kw C.H. Olmos I Norte 120,0 80, C.H. Olmos II Norte 120,0 89, C.H. Quitaracsa Norte Medio 112,0 94, C.H. Santa Rita Norte Medio 174,0 137, C.H. Cheves Centro 158,6 146, C.H. Huanza Centro 86,0 84, C.H. Platanal Centro 220,0 246, C.H. La Virgen Centro 58,0 56, C.H. Macchupicchu Sur 71,0 73, C.H. Santa Teresa Sur 110,0 72, C.H. San Gabán I Sur 120,0 141, C.H. Tarucani Sur 50,0 55, C.H. Lluclla Sur , C.H. Pucará Sur 130,0 136, La información de costos de inversión se tomó de la documentación técnica de las solicitudes de concesión, y actualizados, para los proyectos que cuentan con concesión o están en proceso de concesión, o de estudios preliminares, y de las entidades que están ejecutando los proyectos comprometidos. Se consideraron como proyectos candidatos de centrales térmicas, proyectos mayores con compromisos de ejecución y posibles de construcción, señalados en el Cuadro Nº RE-03. Por razones de tamaño en el sistema, se consideraron unidades turbogas de 150 MW en ciclo abierto y 230 MW en ciclo combinado de potencia para plantas fuera de la zona Centro, y de unidades turbogas de 170 MW en ciclo abierto y 520 MW en ciclo combinado, para la zona Centro. La unidad de carbón se refiere a una turbina a vapor, en la central Ilo 2 en el Sur, PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

23 central que se encuentra preparada para alojar dos unidades de vapor de 135 MW las que se ha instalado una. Cuadro Nº RE-03 Proyecto de Generación Candidatos Centrales Térmicas Proyecto Zona Potencia Inversión Costo Unitario MW Millones US$ US $/kw Turbo Gas Norte / Sur Ciclo Abierto Norte/Sur Turbo Gas Ciclo Abierto Centro Turbo Gas Ciclo Combinado Centro Turbo Gas Ciclo Combinado Centro Carbón Sur Los proyectos candidatos de transmisión troncal (enlaces de refuerzo entre zonas del ), considerados son los siguientes: a) Primer Proyecto de Reforzamiento Centro Norte Medio -: Segunda Terna de Línea 220 kv Lima Chimbote (Línea Longitudinal de la Costa). Costo de inversión: US $ 34 millones b) Segundo Proyecto de Reforzamiento Centro - Norte Medio: Línea Longitudinal de la Sierra 220 kv Vizcarra Huallanca Cajamarca Carhuaquero. Costo de inversión: US $ 80 millones. c) Proyecto de Transmisión Chilca Lima, 220 kv/extra Alta Tensión. Costo de Inversión: US $ 65 millones (US 36 millones la etapa 220 kv y. US $ 29 millones la etapa de EAT). d) Proyecto de Reforzamiento de la Transmisión Centro Sur: Línea 220 kv Cotaruse Machu Picchu: Costo de inversión: US $ 33 millones. e) Proyecto de Reforzamiento de la Transmisión Centro Sur: Estación convertidora CA/CC/CA Back to Back en la S.E Cotaruse: Costo de Inversión US $ 85 millones, ó Compensación Serie Controlado por Tiristores. f) Proyecto de Reforzamiento en Extra Alta Tensión Lima Cajamarca. Costo de Inversión US$ 200 millones. g) Proyecto de Reforzamiento en Extra Alta Tensión Chilca Socabaya. Costo de Inversión US$ 275 millones. h) Proyecto de Reforzamiento de la Transmisión Centro-Sur : Nueva Línea de Transmisión Mantaro - Socabaya. Costo de inversión US $ 200 millones Planeamiento de Expansión de la Generación y Transmisión Criterios y Premisas Generales Los planes de expansión de la generación y transmisión del PRE-2006 han sido formulados bajo los siguientes criterios generales de planeamiento: PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

24 a) El plan de expansión de generación y transmisión a obtener es aquél que presenta el mínimo costo total de expansión, tomando en cuenta los costos de inversión y costos operativos, así como que los proyectos incluidos sean técnica y económicamente viables bajo las reglas de operación económica del mercado definidas por el marco regulatorio del subsector. b) Se formulan los planes de expansión de la generación y transmisión del bajo un planeamiento que busca la minimización de los costos totales de generación y transmisión eléctrica proyectada, considerando los costos de inversión y operativos, de manera que salvaguarden que los proyectos de generación incluidos sean viables económicamente bajo las reglas de operación económica del mercado vigentes cuyas señales económicas definen las inversiones que realizan los agentes que promueven estos proyectos, por el lado de la oferta. Igualmente ese planeamiento contemplará que los proyectos de transmisión, bajo esas mismas reglas y señales económicas del mercado, resulten sustentables económicamente, ya sea que éstas sean realizadas con inversiones por el lado de la demanda, o de la oferta, o por ambos. c) Este plan considera solo los requerimientos de oferta para satisfacer la demanda nacional. Los requerimientos de las interconexiones internacionales son consideradas de manera separada acorde a la evolución de los proyectos de integración eléctrica cuyo desarrollo está sometida a instancias bilaterales con cada país o regionales. Se adopta el criterio de mínimo costo en conjunto con el criterio de viabilidad técnica y económica de proyectos, considerando que el modelo económico del mercado a seguir tiende a una alta competencia entre agentes y esto a su vez lleva a la eficiencia económica del subsector, sujeto a las regulaciones de calidad del servicio y de administración ordenada del mercado Proyección de Precios de Energéticos Se proyectaron los precios de energéticos, en términos reales, sobre la base de referencias de estudios internacionales como es el caso del petróleo, sus derivados, y el carbón, a partir del Energy Outlook 2006, publicado en Febrero del 2006 por la Agencia de Administración de Información de la Energía del Departamento de Energía de los Estados Unidos; y sobre referencias nacionales como es el caso del gas natural Metodología de Planeamiento Los planes de expansión de la generación y transmisión del han sido formulados bajo una metodología de planeamiento que siguiendo el enfoque definido en el numeral 1, busca satisfacer los criterios generales expuestos en La metodología seguida se presenta esquemáticamente en el Gráfico Nº RE-17. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

25 Gráfico Nº RE-17 Metodología para la Formulación de Planes de Expansión de la Generación y Transmisión Datos, Criterios y Premisas Etapa 0 Estudio de la Demanda Etapa 2 Estudio de Operación Económica Etapa 4 Integración de Sistemas Aislados Etapa 1 Planeamiento de Generación y Transmisión Troncal Etapa 3 Análisis de Flujo de Carga Etapa 5 Interconexiones Internacionales Planes de Expansión En la Etapa 0 se determina la proyección de la demanda por escenarios, en la Etapa 1 se define la optimización de planes de expansión de generación y transmisión troncal, considerando el criterio de mínimo costo. En la Etapa 2 se analiza la viabilidad económica del plan bajo el modelo de operación económica del mercado, con los criterios establecidos y se modifica, según el caso, el plan inicial obtenido. En las etapas 3, 4 y 5 se completa el análisis técnico y económico del sistema y las extensiones del mismo. Las herramientas de análisis utilizadas en las diferentes etapas fueron las siguientes: Etapa 1: Modelo de Planeamiento de Generación y Transmisión Multinodal Super OLADE BID Etapa 2: Modelo de Operación Económica PERSEO, de OSINERG. Etapas 3 al 5: Modelo de Análisis de Flujo de Carga WIN-FDC, y modelos de análisis económico en Hojas de Cálculo. Con la metodología seguida se sustenta que, para cada escenario planteado, el PRE concluye en planes de expansión de la generación y la transmisión del de mínimo costo, que incluyen proyectos de generación y transmisión viables económicamente cuyas inversiones pueden ser realizadas por agentes del mercado del lado de la oferta o de la demanda, o por ambos, a fin de optimizar económicamente el suministro de electricidad del corto plazo al largo plazo, en un entorno de competencia de manera que lleven a la eficiencia económica del conjunto. PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

26 1.7 RESULTADOS DEL PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN - ESCENARIO DE OFERTA BASE PLAN DE OBRAS Y PROGRAMA DE INVERSIÓN Los resultados del planeamiento de la expansión de la generación y transmisión del para el Escenario de Oferta Base concluyen en planes de expansión y programas de inversión de la generación y transmisión Resultados del Planeamiento Programas de Inversión - Escenario de Crecimiento de Demanda Medio: El Plan de Expansión de la Generación y Transmisión para el Escenario de Crecimiento de la Demanda Medio (Escenario Base), y su correspondiente programa de inversión, se presenta en los Cuadros Nº RE-04 y Nº RE-05 Cuadro Nº RE-04 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR) ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA MEDIO Año de Potencia Inversión Tipo Proyecto Operación MW Millones US$ 2006 Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 3 (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 4 (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en construcción) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Globeleq (en construcción) Térmico-GN-Tumbes Turbogas Tumbes Zorritos Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Hidro CH Machu Picchu II Hidro CH Platanal (En construcción) Hidro CH Olmos (En construcción) Hidro CH Tarucani Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Hidro CH Santa Teresa Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea Hidro CH Cheves Hidro CH Santa Rita Hidro CH San Gabán Hidro CH Pucará Total PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

27 Cuadro Nº RE-05 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓN ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR) ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA MEDIO Año Descripción Costos de Inversión Observaciones (Miles US$) A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2007 Línea de transmisión DT Chilca - San Juan 220 kv 53 km En Ejecución Segundo circuito Chilca - San Juan 220 kv 53 km En Ejecución Línea Transmisión 138 kv Carhuaquero - Jaén 140 km Interconexión Sistema Aislado Bagua - Jaén 2008 Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km Línea Transmisión 138 kv y 66 kv San Gabán - Mazuko - Interconexión Sistema Aislado Puerto 225 km Puerto Maldonado Maldonado Línea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kv 149 km Línea Transmisión DT Chilca - Planicie - Zapallal 220kV 96 km Segunda terna LT Talara - Piura Oeste 220kV 104 km Segundo circuito LT Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220kV 211 km Línea de Transmisión Cajamarca Norte - Carhuaquero 220kV 155 km Línea de Transmisión 220 kv Cotaruse Machupicchu 170 km Reforzamiento de la LT Mantaro - Socabaya (Compensación en serie ó convertidor Back To Back en Cotaruse) 600 MW (1) Segundo circuito 220 kv Independencia - Ica 55 km Doble circuito 220 kv Platanal - Cantera 75 km LT Simple Circuito Vizcarra-Huallanca-Cajamarca 575 km Circuito 500 kv Chilca - Zapallal 96 km Interconexión sistema aislado Moyobamba - Línea de Transmisión 220 kv Cajamarca-Caclic-Moyobamba 246 km Tarapoto - Bellavista Doble circuito 138 kv San Gabán II - Azángaro 159 km Circuito 220 kv Azángaro - Puno 123 km Segundo circuito 138 kv Combapata - Tintaya 101 km B) COMPENSACIÓN REACTIVA Banco de condensadores en Chavarria 40 MVAr En Ejecución 2009 Banco de condensadores en Santa Rosa 40 MVAr En Ejecución Banco de condensadores en Barsi 20 MVAr SVC Marcona 60/-30 MVAr Banco de condensadores en Balnearios 60 MVAr Banco de condensadores en Chavarria 60 MVAr Banco de condensadores en Santa Rosa 60 MVAr C) AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN Ampliación de la transformación en Juliaca AT/MT 40 MVA Inversión comprometida 2008 Ampliación de la transformación en Marcona 75 MVA Inversión comprometida Ampliación de la transformación en Ica 210/60/10 kv 50 MVA Inversión comprometida 2009 Ampliación transformación 220/50 kv Oroya Nueva 100 MVA SE Azángaro 220 kv 120 MVA Total (1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back Los indicadores de planeamiento resultantes de la expansión de la generación y transmisión del para el escenario de demanda medio son los siguientes: Valor Presente Costo de Inversión US$ millones Valor Presente Costo de Operación US$ millones Valor Presente Costo Total US$ millones Costo Incremental de Expansión 34,3 US$/MW.h PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

28 1.7.2 Resultados del Planeamiento Escenario de Crecimiento de Demanda Optimista El Plan de Expansión de la Generación y Transmisión del para el Escenario de Crecimiento de la Demanda Optimista, y su correspondiente programa de inversiones, se presenta en los Cuadros Nº RE-06 y RE-07. Cuadro Nº RE-06 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR) ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA OPTIMISTA Año de Potencia Inversión Tipo Proyecto Operación MW Millones US$ 2006 Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 3 (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 4 (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en construcción) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Globeleq (en construcción) Térmico-GN-Tumbes Turbogas Tumbes Zorritos Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Hidro CH Machu Picchu II Hidro CH Platanal (En construcción) Hidro CH Olmos (En construcción) Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Hidro CH Tarucani Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Hidro CH Santa Teresa Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea Hidro CH Cheves Hidro CH Santa Rita Hidro CH La Virgen Hidro CH Quitaracsa Total PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

29 Cuadro Nº RE-07 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓN ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR) ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA OPTIMISTA Año Descripción Costos de Inversión Observaciones (Miles US$) A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2007 Línea de Transmisión DT Chilca - San Juan 220 kv 53 km En Ejecución Segundo circuito Chilca - San Juan 220 kv 53 km En Ejecución Línea Transmisión 138 kv Carhuaquero - Jaén 140 km Interconexión Sistema Aislado Bagua - Jaén 2008 Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km Línea Transmisión 138 kv y 66 kv San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado 225 km Línea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kv 149 km Línea Transmisión DT Chilca - Planicie - Zapallal 220kV 96 km Segunda terna LT Talara - Piura Oeste 220kV 104 km Segundo circuito LT Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220kV 211 km Línea de Transmisión Cajamarca Norte - Carhuaquero 220kV 155 km Reforzamiento de la LT Mantaro - Socabaya (Compensación en serie ó convertidor Back To Back en Cotaruse) 600 MW (1) Línea de Transmisión 220 kv Cotaruse Machupicchu 170 km Segundo circuito 220 kv Independencia - Ica 55 km Doble circuito 220 kv Platanal - Cantera 75 km LT Simple Circuito Vizcarra-Huallanca-Cajamarca 575 km Línea de Transmisión 500 kv Chilca - Zapallal 96 km Línea de Transmisión Machupicchu - Incasa 138 kv 76 km Línea Extra Alta Tensión Chilca - Socabaya 500 Kv (2) 900 km Línea de Transmisión 220 kv Cajamarca-Caclic-Moyobamba 246 km (1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back (2) Proyecto alternativo : Línea de transmisión 220 kv Mantaro - Socabaya Interconexión Sistema Aislado Puerto Maldonado Los indicadores de planeamiento resultantes de la expansión de la generación y transmisión del para el escenario de demanda optimista son los siguientes: Valor Presente Costo de Inversión US$ millones Valor Presente Costo de Operación US$ millones Valor Presente Costo Total US$ millones Costo Incremental de Expansión 33,2 US$/MW.h Interconexión sistema aislado Moyobamba - Tarapoto - Bellavista 2014 Segundo circuito 220 kv Ica - Marcona Línea de Transmisión 500 kv Zapallal - Cajamarca Norte 650 km B) COMPENSACIÓN REACTIVA Banco de condensadores en Chavarria 40 MVAr En Ejecución Banco de condensadores en Santa Rosa 40 MVAr En Ejecución 2009 Banco de condensadores en Barsi 20 MVAr 830 SVC Marcona 60/-30 MVAr Banco de condensadores en Balnearios 60 MVAr S.E. Intermedia 500 kv Zapallal - Cajamarca Norte Reactor 300 MVAR Banco de condensadores en Chavarria 60 MVAr Banco de condensadores en Santa Rosa 60 MVAr C) AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN Ampliación de la transformación en Juliaca AT/MT 40 MVA Inversión comprometida 2008 Ampliación de la transformación en Marcona 75 MVA Inversión comprometida Ampliación de la transformación en Ica 210/60/10 kv 50 MVA Inversión comprometida 2009 Ampliación transformación 220/50 kv Oroya Nueva 100 MVA Total PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

30 1.7.3 Resultados del Planeamiento Escenario de Crecimiento de Demanda Conservador El Plan de Expansión de la Generación y Transmisión del para el Escenario de Crecimiento de la Demanda Conservador y su correspondiente programa de inversiones, se presenta en los Cuadros Nº RE-08 y Nº RE-09. Cuadro Nº RE-08 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR) ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA CONSERVADOR Año de Potencia Inversión Tipo Proyecto Operación MW Millones US$ 2006 Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 3 (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbo Vapor Ventanilla - Unidad 4 (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en servicio) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Enersur (en construcción) Térmico-GN-Camisea Turbogas Chilca - Globeleq (en construcción) Térmico-GN-Tumbes Turbogas Tumbes Zorritos Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Térmico-GN-Camisea Turbogas Camisea Hidro CH Machu Picchu II Hidro CH Platanal (En construcción) Hidro CH Olmos (En construcción) Hidro CH Tarucani Hidro CH Santa Teresa Térmico-GN-Camisea Ciclo Combinado Camisea Hidro CH Cheves Hidro CH Santa Rita Total PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD

31 Cuadro Nº RE-09 PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN PROGRAMA DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓN ESCENARIO DE OFERTA: BASE (SIN GAS EN EL SUR) ESCENARIO DE CRECIMIENTO DE DEMANDA CONSERVADOR Año Descripción Costos de Inversión Observaciones (Miles US$) A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2007 Línea de Transmisión DT Chilca - San Juan 220 kv 53 km En Ejecución Segundo circuito Chilca - San Juan 220 kv 53 km En Ejecución Línea Transmisión 138 kv Carhuaquero - Jaén 140 km Interconexión Sistema Aislado Bagua - Jaén 2008 Segunda terna LT Zapallal - Chimbote 382 km Línea Transmisión 138 kv y 66 kv San Gabán - Mazuko - Interconexión Sistema Aislado Puerto 225 km Puerto Maldonado Maldonado Línea Transmisión Tocache - Bellavista 138 kv 149 km Línea Transmisión DT Chilca - Planicie - Zapallal 220kV 96 km Segunda terna LT Talara - Piura Oeste 220kV 104 km Segundo circuito LT Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220kV 211 km Línea de Transmisión Cajamarca Norte - Carhuaquero 220kV 155 km Línea de Transmisión 220 kv Cotaruse Machupicchu 170 km Segundo circuito 220 kv Independencia - Ica 55 km Doble circuito 220 kv Platanal - Cantera 75 km Reforzamiento de la LT Mantaro - Socabaya (Compensación en serie ó convertidor Back To Back en Cotaruse) 600 MW (1) 2014 Línea de Transmisión 220 kv Cajamarca-Caclic-Moyobamba 246 km (1) Corresponde a la inversión en el convertidor Back to Back Interconexión sistema aislado Moyobamba - Tarapoto - Bellavista B) COMPENSACIÓN REACTIVA Banco de condensadores en Chavarria 40 MVAr En Ejecución 2009 Banco de condensadores en Santa Rosa 40 MVAr En Ejecución SVC Marcona 60/-30 MVAr 830 Banco de condensadores en Chavarria 60 MVAr Banco de condensadores en Santa Rosa 60 MVAr C) AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN Ampliación de la transformación en Juliaca AT/MT 40 MVA Inversión comprometida 2008 Ampliación de la transformación en Marcona 75 MVA Inversión comprometida Ampliación de la transformación en Ica 210/60/10 kv 50 MVA Inversión comprometida 2009 Ampliación transformación 220/50 kv Oroya Nueva 100 MVA Total Los indicadores de planeamiento resultantes de la expansión de la generación y transmisión del para el escenario de demanda conservador son los siguientes: Valor Presente Costo de Inversión US$ millones Valor Presente Costo de Operación US$ millones Valor Presente Costo Total US$ millones Costo Incremental de Expansión 32,3 US$/MW.h PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD