PLAN DE INVERSIONES DE ELECTROCENTRO S.A. PERIODO TARIFARIO 2013-2017 2017 Setiembre 2011 1
Marco Legal Decreto Supremo N 021-2009-EM. Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT (Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD). Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión (Resolución OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD). Modificatoria del Procedimiento de Aprobación del Plan de Inversiones y Fijación de peajes (Resolución N 049-2011-OS/CD) Criterios, Metodología y Formularios para las Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión (Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD). Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión (Resolución OSINERGMIN Nº 054-2011-OS/CD).
Etapas de Estudio I. Instalaciones Existentes II. III. IV. Demanda SER Valorización V. Inversión y COyM
Instalaciones Existentes Empresas Distribuidoras de Electricidad Norte Centro del Perú
Generalidades o ELECTROCENTRO S.A., es una empresa concesionaria de distribución de energía eléctrica que desarrolla sus actividades bajo el marco de la Ley de Concesiones Eléctrica D.L. 25844 y su Reglamento. Es integrante del Grupo Distriluz. o Su ámbito comprende los departamentos de Junín, Cerro de Pasco, Huánuco y parte de los departamentos de Huancavelica y Ayacucho. o Con Resolución OSINERGMIN N 058-2009-OS/CD, se resuelve que, Adinelsa, Electroandes, Cemento Andino, CONENHUA, Electroperú y REP conforman el Área de Demanda 5:
1. Sistema Secundario de Transmisión (SST) El SST cuenta con instalaciones en 138 kv, 66 kv,, 44 kv y 33 kv, y están ubicadas en la sierra y selva. Los conductores son de Aluminio. Las estructuras son de madera, concreto y metálicas. Se consideran parte del SST, entre líneas y subestaciones un total de 201 elementos. 6
2. Sistema Complementario de Transmisión (SCT SCT) a. Instalaciones Aprobadas en la Fijación 2009 Con Resolución Nº 184-2009-OS/CD y modificatorias, se aprueba el Plan de Inversiones con un total de 150 elementos. De julio 2006 a abril 2013, se programó implementar 695.13 km de líneas; de los cuales a la fecha se ejecutó 587.69 km, que representa el 84.5%. 7
2. Sistema Complementario de Transmisión (SCT) b. Instalaciones que se pondrán en servicio A julio del 2011, se construyó 75 elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2006-2013. Al 2013, esta previsto el ingreso de 59 elementos con lo que se alcanzaría una ejecución del 90% del Plan de Inversiones. El Plan de Inversiones se retrasó por las siguientes razones : (i) Factores de financiamiento (ii) Retraso en la selección de postores en los concursos (iii) Caída de los concursos de precios (iv) Desaceleración en el crecimiento de la demanda 8
2. Sistema Complementario de Transmisión (SCT) c. Instalaciones que no se construirán En el presente estudio en base al ingreso de nuevas CH y modificación de demandas se configuró nuevas alternativas, resultando que 16 elementos no son necesarios de ser ejecutados. 9
Proyección de la Demanda Empresas Distribuidoras de Electricidad Norte Centro del Perú
1. Resumen de la Proyección de la Demanda Usuarios Menores Modelos Econométricos Ventas Anuales Área de Demanda Ventas Anuales Proyectadas Demanda de Energía Anual Proyectadas Modelos Tendenciales Pérdidas FPMWHS, FC, FCP Potencia Coincidente SET Potencia Coincidente Sistema Eléctrico Potencia Coincidente SEIN FPHMS FS Demanda Adicional PROYECCION DE LA DEMANDA Usuarios Mayores Máxima Demanda Cliente Libre Potencia Coincidente Sistema Eléctrico Potencia Coincidente SEIN FCP FS Datos Históricos Información Base Datos Proyectados 11
2. Proyección de las ventas Se ha estimado en base a la mixtura de los modelos de tendencia y econométrico que las ventas crecerán en promedio anual de 6.08% en MT y de 6.95% en BT. En MWh. 12
3. Pérdidas de Energía Utilizando los factores de expansión aprobados en la Fijación de tarifas de Distribución 2009 (VAD) se determinó el nivel de pérdida en BT igual a 9.69% y en MT igual a 1.63% con la cual se calculó la Demanda de Energía. S.T N.T Factor de Expanción Venta de energía (MW.h) 2010 Distribución de energía (MW.h) Pérdidas de energía (MW.h) % Pérdidas 2 MT 1.0121 42,346.14 42,859 512 1.20% 2 BT 1.0995 207,742.12 228,412 20,670 9.05% 3 MT 1.0204 27,987.71 28,559 571 2.00% 3 BT 1.1088 103,970.06 115,282 11,312 9.81% 4 MT 1.0100 12,612.72 12,739 126 0.99% 4 BT 1.1112 77,195.65 85,780 8,584 10.01% 5 MT 1.0246 18,637.37 19,096 458 2.40% 5 BT 1.1291 52,945.43 59,781 6,835 11.43% SER MT 1.0365 763.65 792 28 3.52% SER BT 1.1067 6,805.33 7,531 726 9.64% MT 102,348 104,043 1,696 1.63% BT 448,659 496,786 48,128 9.69% 13
4. Proyección de la Demanda Total 14
Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) Empresas Distribuidoras de Electricidad Norte Centro del Perú
1. Sistema Eléctrico Ayacucho El proyecto aprobado en el plan de inversiones 2009-2013 contempla la solución de caídas de tensión del sistema eléctrico Ayacucho mediante el proyecto Línea de transmisión en 138 kv de 90 km de longitud desde la SET Friaspata (Huancavelica) hasta la SET Mollepata (Ayacucho) y SET Asociadas,previsto su culminación para el 2013. El proyecto incluye implementar compensación reactiva, uno en Ayacucho y otro en Huanta. Para la puesta en servicio de la LT Mollepata San Francisco se instaló un autotransformador de 22.5 MVA, a fin de regular la tensión; sin embargo debido al crecimiento de la demanda se hace necesario instalar un compensador adicional en Ayacucho. 16
1. Sistema Eléctrico Ayacucho La implementación de esta alternativa requiere que realice las siguientes inversiones: Autotransformador 22.5 MVA, 69/ en la SET Mollepata (ejecutado). Celda de llegada 69 kv del Autotransformador 22.5 MVA (ejecutado). Celda de salida 69 kv del Autotransformador 22.5 MVA (ejecutado). Implementación de 02 Banco de Capacitores de 2.5 MVAR en la SET Ayacucho. ( uno aprobado y el otro propuesto). Implementación de 02 Banco de Capacitores de 2.5 MVAR en la SET Huanta (aprobado). 17
SE COBRIZA I 1. SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO Situación Actual 2011 220 kv SE MOLLEPATA 22.5 MVA SE SAN FRANCISCO 4 MVA 69 kv 69 kv 69 kv 22,9kV SE COBRIZA II 22,9kV 10 kv 22,9kV 10 kv SE MACHAHUAY 3 MVA SE HUANTA 3 MVA SE CANGALLO 3 MVA SE AYACUCHO 15 MVA Problemática Caída de tensión de 25-30% Pérdidas por caída de tensión Crecimiento de la demanda Presencia de nuevas cargas mayores 18
1. SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO Alternativa de Solución: LT Friaspata - Mollepata en 138kV 220 kv SE COBRIZA I SE MOLLEPATA 22.5 MVA SE SAN FRANCISCO 4MVA 69 kv 69 kv 69 kv 22,9kV SE MOLLEPATA 30MVA 22,9kV 220 kv 220 kv SE COBRIZA II SE FRIASPATA (REP) 10 kv 22,9kV 138 kv SE FRIASPATA II 30 MVA 22,9kV Beneficios Mejora de calidad de producto Compensación y reducción de reactivos Cobertura de crecimiento de demanda SE MACHAHUAY 3MVA SE HUANTA 3MVA 10 kv 138 kv Compensador Reactivo Descripción de la solución temporal Autotransf. 22.5 MVA, 69/ SET Mollepata (ejecutado) 02 Celdas 69 kv del Autotransf. 22.5 MVA (ejecutado) 03 Banco de Capacitores de 2.5 MVAR cada uno 22,9kV SE CANGALLO 3MVA Año 2012 Costo de Inversión : US$ 774,208 SE AYACUCHO 2x15 MVA 10 kv Compensador Reactivo Leyenda Instalaciones Existentes Pendientes x ejecutar Propuesta de inversión Descripción de la solución definitiva LT en 138 kv de 90 km. Friaspata - Mollepata SET Friaspata 220/138 kv 30MVA -SET Mollepata 138/60kV 30MVA Costo de Inversión : US$ 10,747,615 Año 2013 2013
13.- 13.- Relacionados a instalaciones del Sistema Eléctrico Eléctrico Ayacucho Ayacucho 13.1.- Reconfigurar la Línea Cobriza II-Mollepata en 138 kv 13.1.- Reconfigurar la Línea Cobriza II-Mollepata en 138 kv 20 20
2. Sistema Eléctrico Huancayo Valle del Mantaro La alternativa 2 del proyecto aprobado en el Plan de Inversiones 2009 2013, para atender la ciudad de Huancayo contempla una LT entre SET Huancayo Este y SET Parque Industrial para dotar de mayor confiabilidad. Considerando la expansión de la zona urbana de Huancayo y Valle del Mantaro y el incremento de demanda de energía, se amplió la configuración aprobada para incrementar un anillo entre la SET Orcotuna y Huancayo Este y Parque Industrial. Esta alternativa requiere las siguientes inversiones: Línea en doble terna Huancayo Este Parque Industrial 9.4 km. Línea en Orcotuna-Huancayo-Este, 20 km. Remodelación LT en Orcotuna - Parque Industrial de 14 km. SET Chilca de 60/13.2/10 kv 20 MVA. 21
2. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO VALLE DEL MANTARO Situación Actual Año 2011 SEIN 220 kv SE HUAYUCACHI 30MVA 220/60/10kV SE HUAYUCACHI 50MVA 220/60/10kV 10kV Huayucachi SE PARQUE INDUSTRIAL 60/10kV Tramo que soporta mayor parte de la carga SE SALESIANOS 14MVA 60/10kV 60kV SE SALESIANOS 9MVA 60/10kV 60kV HUANCAYO 10kV 15 MVA 10kV 7 MVA 10kV 10kV 13.2kV 13.2kV SE HUANCAYO ESTE 10MVA 60/22.9/10kV 10 kv 22.9 kv HUANCAYO SE CONCEPCION 10/7/3MVA 60/13.2/10kV Problemática La demanda el año 2019, superará los 90 MW El sistema requiere confiabilidad N-1 SE XAUXA 7/7/3MVA 60/13.2/10kV 22
2. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO VALLE DEL MANTARO Alternativa de Solución SEIN 220 kv SE HUAYUCACHI 30MVA 220/60/10kV 50MVA 10kV Huayucachi SE PARQUE INDUSTRIAL 60/10kV 220kV SE ORCOTUNA 45MVA 60/10kV 60kV 220kV LT de generadora EGE Junín. Se adjudicó en subasta de RER SE SALESIANOS 14MVA 60/10kV 60kV SE SALESIANOS 9MVA 60/10kV 60kV 10kV Beneficios: Confiabilidad N-1 Cobertura del crecimiento de demanda Mejora en distribución de cargas 13.2kV SE HUANCAYO ESTE 2 x 10MVA 60/22.9/10kV SE CHILCA 20MVA 60/13.2/10kV 10 kv 22.9 kv HUANCAYO 10kV 15 MVA 10kV Descripción de las Inversiones LT doble T.. Hyo Este P. Industrial, 9.4 km LT Orcotuna-Huancayo-Este, 20 km LT 33kV SEP Runatullo - SEP Comas, 16 km 2015 SET Chilca de 60/13.2/10 kv 20 MVA. Costo de Inversión : US$ 13,885,590 7 MVA HUANCAYO Año 2013 2013 2013 13.2kV SE CONCEPCION 10/7/3MVA 60/13.2/10kV 10kV A COMAS 33 kv SE XAUXA 7/7/3MVA 60/13.2/10kV 13.2kV 10kV SE RUNATULLO 80MVA 13.8/220kV 13.8kV 132 kv Leyenda Instalaciones existentes Obras pendientes de ejecutar Propuestas de inversión 220kV CH RUNATULLO
3. Sistema Eléctrico Tarma-Chanchamayo La conexión de la CH Huasahuasi y Renovandes al sistema Tarma Chanchamayo genera la necesidad de las siguientes inversiones: Remodelación 14.12 km. de LT Ninatambo - Condorcocha. con conductor 120 mm2 doble terna. 02 celda en en la SET Ninatambo llegada de SET Condorcocha 02 celda en en la SET Condorcocha salida a SET Ninatambo 01 celda en en la SET Ninatambo llegada de CH Huasahuasi. 01 celda en en la SET Chanchamayo llegada de CH Renovandes Asimismo, esta alternativa requiere que la empresa CASA ejecute: Reemplazar el transformador de Condorcocha 20 MVA, 138/44 kv, por otro de 40 MVA, 138/, debido a : vida útil más de 35 años, alto riesgo al asignarle una carga más del 50 % de su capacidad (10 MVA). Se requiere el cambio de la tensión de operación del sistema Tarma Chanchamayo, de 44 kv a. Reemplazo celda de llegada del transformador de 138 kv de propiedad de CASA, por haber cumplido su vida útil. 24
3. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO Situación Actual Año 2011 Tramo de línea restringe paso de corriente Problemática La SEP Condorcocha no será capaz de atender la demanda de la SEP Ninatambo y Chanchamayo al año 2014. Limitación de conductor de 69.9mm2 salida de SEP Condorcocha. Falta de confiabilidad en suministro al depender del transf. de 20MVA de la SEP Condorcocha (CASA). Nivel de tensión de 44kV no estándar, mayores pérdidas técnicas. SEIN 138kV Opera a plena carga SE CONDORCOCHA 20MVA 138/44kV 44 kv 4.26km ASCR 69.9mm2 17MVA SE NINATAMBO 10/5/5MVA 60-44/22.9/10kV 10 kv 9.86km AAAC 120mm2 27.68km AAAC240mm2 44 kv 22.9 kv 20km AAAC120mm2 44 kv SIMSA 4.32MVA 13.89km AAAC120mm2 SE CHANCHAMAYO 10/7/4MVA 60-44/22.9/35kV 22.9 kv Falta de oferta de potencia para atender 2.79MVA 3.98MVA 3.96MVA incremento de demanda al 2014 44 kv 35 kv 25
3. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO Alternativa de Solución Año 2011 Descripción de Inversiones ELC Año CH HUASAHUASI II Ingreso de CH 2 x 5.4 MW Huasahuasi II, Reemplazo de conductor de 69.9mm2 a 120 mm2 2012 atiende incremento 01 celdas en la SET Ninatambo llegada de SET Condorcocha 2012 G G de demanda al año 01 celdas en la SET Condorcocha salida a SET Ninatambo 2012 2012 01 celda en la SET Ninatambo llegada de CH Huasahuasi. 2012 6kV Leyenda SEIN 138kV Derivación en PI de la LT de Electrocentro integración de la CH Huasahuasi con el SEIN 14.12km AAAC 120mm2 10MVA 44 kv 3km AAAC120mm2 27.68km AAAC240mm2 1km AAAC120mm2 1km AAAC120mm2 44 kv 20km AAAC120mm2 Instalaciones existentes Instalaciones de terceros Propuestas de inversión 13.89km AAAC120mm2 SE CONDORCOCHA 20MVA 138/44kV 44 kv SE NINATAMBO 10/5/5MVA 60-44/22.9/10kV 44 kv 44 kv SE CHANCHAMAYO 10/7/4MVA 60-44/22.9/35kV 44 kv 10 kv 22.9 kv SIMSA 4.32MVA 22.9 kv 35 kv 3.17MVA 4.34MVA Incremento de demanda en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo 4.45MVA 26
Descripción de Inversiones ELC Remodelación LT Ninatambo-Condorcocha 60kV,AAAC120mm 2,doble terna,14.12km. SEIN 138kV 3. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO Alternativa de Solución Año 2012-20172017 01 Transf. 10 MVA, 60/22.9/10kV SEP Ninatambo + celdas 2017 10MVA 6.6 kv Año 2015 01 celdas en la SET Ninatambo llegada de SET Condorcocha 2015 01 celdas en la SET Condorcocha salida a SET Ninatambo 2015 01 celda en la SET Chanchamayo llegada de CH Renovandes Costo de Inversión : US$ 9 209,051.60 SE CONDORCOCHA 40/40/7MVA 138/60/6.6kV Se evacúa despacho de potencia excedente al SEIN 14.12km AAAC 2x120mm2 14.3MVA SE NINATAMBO 2 x 10/5/5MVA 60-44/22.9/10kV 10 kv 5.09MVA 2015 CH HUASAHUASI II 2 x 5.4 MW 7.02MVA G G 6kV 3km AAAC120mm2 27.68km AAAC240mm2 22.9 kv 1km AAAC240mm2 CH HUASAHUASI I 2 x 5.4 MW G G 1km AAAC120mm2 6kV 10MVA 20km AAAC120mm2 SIMSA 4.32MVA Ingreso de CH Renovandes e integración al SEIN a traves de LT de Electrocentro 13.89km AAAC120mm2 SE CHANCHAMAYO 10/7/4MVA 60-44/22.9/35kV 22.9 kv Beneficios Cobertura de crecimiento de demanda Reducción de pérdidas por cambio de nivel de tensión a 60kV Mayor confiabildad del sistema Eliminación de limitación de conductor tramo SEP Condorcocha - SEP Ninatambo CH RENOVANDES 19.89MW 25MVA 18.6km AAAC240mm2 G 7.22MVA 27 13.8kV 35 kv
G CH RENOVANDES SEP CHANCHAMAYO San Ramón CH HUASAHUASI I y II G G SIMSA SEIN SEP CONDORCOCHA SEP NINATAMBO 28
4. Sistema Eléctrico Yaupi Oxapampa- Satipo La alternativa elegida requiere que realice las siguientes inversiones: Línea en Mazamari-Satipo de 16 Km de longitud. Línea en 33 kv Runatullo-Comas de 16 km de longitud. Celda de acoplamiento en 138 kv en la SET Yaupi. Asimismo, esta alternativa requiere que el MEM ejecute las siguientes inversiones: Línea Runatullo-Mazamari en 138 kv de 65 km de longitud. Línea Mazamari-Atalaya en de 120 km de longitud. Subestación Runatullo 138/33/10 kv. Subestación Mazamari 138/60/22.9 kv. Construcción de la subestación Atalaya 60/22.9 kv, 29
13.8kV 22.9kV CH YAUPI Trf/aterrm. 7MVA 60/10kV SE YAUPI 20/20/7MVA 138/60/6.6kV 132 kv 4. SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI OXAPAMPA SATIPO Alternativa 1 : Situación Actual 2011 G 28.3Km AAAC240mm2 SE OXAPAMPA 15/10/8MVA 132/60/22.9kV 23.93Km ACAR 253mm2 Cable de energía de barras de Generador a SE Yaupi 22.9kV 74.33Km ACAR 127mm2 Pozuzo 22.9kV 22.9kV 0.4 kv Pto Bermudez 135.45 Km ACAR95mm2 SE PUERTO BERMUDEZ 7/7/3MVA 60/33/10kV SE DELFIN 1.8/0.8/1MVA 33/22.9/0.4kV 33 kv StaRosa CodoPozuzo 33kV Pto Inca C.Const. Pto Zungaro 33kV SE Pto. Bermúdez + LT en ejecución, debe ingresar en operación a Dic. 2011 Sis. Aislado Pozuzo alimentado por la CH Pozuzo Problemática Crecimiento y expansión de demanda Limitaciones en cable de energía en 13.8kV-CH Yaupi Sistema radial con una sola fuente SE VILLA RICA 5MVA 60/22.9kV Leyenda Instalaciones existentes Obras pendientes de ejecutar Propuestas de inversión 56.19Km ACAR 253mm2 SE PICHANAKI 9/9/2/3MVA 58/22.9/13.2/6.2kV 13.2 kv 43.128Km ACAR 127mm2 SE SATIPO 9/9/3MVA 60/22.9/10kV Electrocentro 22.9 kv S.A. 22.9 kv
CH YAUPI 4. SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI OXAPAMPA SATIPO Alternativa 1 : Año 2012 13.8kV 22.9kV SE YAUPI 20/20/7MVA 138/60/6.6kV 132 kv 28.3Km AAAC240mm2 SE OXAPAMPA 15/10/8MVA 132/60/22.9kV 20/20/5MVA 132/60/22.9kV 22.9kV Pozuzo 22.9kV 22.9kV 0.4 kv Pto Bermudez 135.45 Km ACAR95mm2 SE DELFIN 1.8/0.8/1MVA 33/22.9/0.4kV 33 kv StaRosa CodoPozuzo 33kV Pto Inca C.Const. Pto Zungaro 33kV Trf/aterrm. 7MVA 60/10kV 23.93Km ACAR 253mm2 74.33Km ACAR 127mm2 SE PUERTO BERMUDEZ 7/7/3MVA 60/33/10kV Leyenda Instalaciones existentes Obras pendientes de ejecutar Propuestas de inversión SE VILLA RICA 5MVA 60/22.9kV 56.19Km ACAR 253mm2 SE PICHANAKI 9/9/2/3MVA 58/22.9/13.2/6.2kV 43.128Km ACAR 127mm2 SE SATIPO 9/9/3MVA 60/22.9/10kV 13.2 kv Electrocentro 22.9 kv S.A. 22.9 kv
132kV CH YAUPI BARRAS DE TRANSFORM. SE YAUPI 132 kv 5. SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI OXAPAMPA SATIPO Alternativa 1 : Año 2013 28.3Km AAAC240mm2 SE OXAPAMPA 15/10/8MVA 132/60/22.9kV El suministro se toma directamente de barras 138kV de la SE Yaupi 20/20/5MVA 132/60/22.9kV 22.9kV Pozuzo 22.9kV 22.9kV 0.4 kv Pto Bermudez 135.45 Km ACAR95mm2 SE DELFIN 1.8/0.8/1MVA 33/22.9/0.4kV 33 kv StaRosa CodoPozuzo 33kV Pto Inca C.Const. Pto Zungaro 33kV Leyenda Instalaciones existentes Obras pendientes de ejecutar Propuestas de inversión Trf/aterrm. 7MVA 60/10kV 23.93Km ACAR 253mm2 74.33Km ACAR 127mm2 SE PUERTO BERMUDEZ 7/7/3MVA 60/33/10kV Descripción de Inversiones ELC Año LT en Mazamari-Satipo de 16 Km 2015 Celda de acoplamiento en 138 kv en la SET Yaupi. Celda de acoplamiento en en la SET Villa Rica Costo de Inversión : US$ 2,339,120 2013 2013 SE VILLA RICA 5MVA 60/22.9kV 56.19Km ACAR 253mm2 SE PICHANAKI 9/9/2/3MVA 58/22.9/13.2/6.2kV 43.128Km ACAR 127mm2 SE SATIPO 9/9/3MVA 60/22.9/10kV 13.2 kv 22.9 kv 22.9 kv
132kV CH YAUPI Trf/aterrm. 7MVA 60/10kV BARRAS DE TRANSFORM. SE YAUPI 132 kv 5. SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI OXAPAMPA SATIPO Alternativa 1 : Año 2015 28.3Km AAAC240mm2 SE OXAPAMPA 15/10/8MVA 132/60/22.9kV 23.93Km ACAR 253mm2 SE VILLA RICA 5MVA 60/22.9kV Beneficios: Cobertura de Crecimiento de demanda Mayor confiabilidad del sistema Eliminación de limitación de cable de energía 20/20/5MVA 132/60/22.9kV 22.9kV 74.33Km ACAR 127mm2 56.19Km ACAR 253mm2 SE PICHANAKI 9/9/2/3MVA 58/22.9/13.2/6.2kV 13.2 kv Pozuzo 22.9kV 22.9kV 0.4 kv Pto Bermudez 135.45 Km ACAR95mm2 SE PUERTO BERMUDEZ 7/7/3MVA 60/33/10kV 43.128Km ACAR 127mm2 SE DELFIN 1.8/0.8/1MVA 33/22.9/0.4kV 33 kv StaRosa CodoPozuzo 33kV Pto Inca C.Const. Pto Zungaro 33kV SE SATIPO 9/9/3MVA 60/22.9/10kV 43.128Km ACAR 127mm2 120 Km ACAR 152mm2 ACAR 253mm2 22.9 kv SE ATALAYA 9/9/4MVA 60/22.9/10kV 10kV SE MAZAMARI 40/30/10MVA 132/60/22.9kV 65km 22.9 kv 22.9 kv 132 kv SE RUNATULO 40/10/50MVA 138/35/13.8kV 22.9kV Generadora EGE Junín. Se adjudicó en subasta de RER 13.8kV 33 kv CH RUNATULLO
SEIN G Empresas Distribuidoras de Electricidad Norte Centro del Perú
Plan de Inversiones en Transmisión Empresas Distribuidoras de Electricidad Norte Centro del Perú
1. Determinación del SER Como resultado del estudio se propone el ingreso secuencial de una nueva SET, de nuevas LT y de celdas en AT y MT, haciendo un total de 61 elementos. INGRESO DE NUEVAS SUBESTACIONES DE TRANSFORMACION AÑO INGRESO DE NUEVAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA AT AÑO 2015 SET CHILCA SET AT/MT 2012 LT, SET Condorcocha SET Ninatambo, 14.12 km. 2013 LT, SET Parque Industrial SET Orcotuna, 14.98 km. 2014 LT, SET Orcotuna SET Huancayo Este, 20 km. 2015 LT, SET Huancayo Este SET Parque Industrial, 9.44 km. 2015 LT 33 kv, SET Runatullo SET Comas, 16 km. 2015 LT, SET Satipo SET Mazamari, 16 km. 36
2. Costo de Inversión El costo de inversión para la implementación de la LT y SET para el período 2012-2020 asciende a miles de US$ 21,709.6 Subestaciones de Líneas de Transmisión Periodo Transformación (*) Total MAT AT MAT/AT AT/MT 2012-1,016.0-2,086.3 3,102.3 2013-1,026.3 362.5 1,236.5 2,625.3 2014-1,481.1-3,429.4 4,910.5 2015-1,545.3-2,786.4 4,331.7 2017 - - - 1,278.9 1,278.9 2018 - - 3,895.1 1,513.4 5,408.5 2020 - - - 52.4 52.4 Total - 5,068.6 4,257.7 12,383.3 21,709.6 37