7 DIAGNÓSTICO PARA EL LARGO PLAZO - PERIODO

mencionado enlace. Se ha encontrado que en este año: (1) El Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) de la zona Sur con las especificaciones vigentes garantizarían su estabilidad por frecuencia, en el caso de separación del Centro Norte y Sur por desconexión de las líneas Mantaro- Cotaruse. (2) El ERACMF con las especificaciones vigentes se garantizaría la estabilidad por frecuencia del SEIN en caso de desconexión de toda la generación de la subestación Chilca REP. Los análisis de estabilidad de frecuencia correspondientes al horizonte de estudio del presente informe muestran que se pueden configurar sistemas aislados que estarían expuestos a sobrefrecuencias o a subfrecuencias no admisibles si desconectaran las líneas que los unen al SEIN. Será necesario que en el marco del Estudio de Rechazo Automático de Carga Generación de correspondiente, se evalúe la posibilidad de modificar el ERACMF, despachar unidades de generación por seguridad y/o la incorporación de nuevas unidades al EDAGSF. Los análisis de estabilidad de la frecuencia han puesto en evidencia lo complicado que es garantizar la estabilidad de frecuencia en la zona Norte del SEIN, sobre todo si no se cuenta con una regulación efectiva de frecuencia. Se sugiere implementar las recomendaciones del Estudio de Reserva Rotante y Regulación de Frecuencia del SEIN, en virtud del cual todas las unidades de generación del sistema deben contribuir a la regulación primaria. 7 DIAGNÓSTICO PARA EL LARGO PLAZO - PERIODO 2016 2022 7.1 DEFINICIÓN DE FUTUROS El diagnóstico de largo plazo se basa en incertidumbres, siendo estas la demanda, oferta e hidrología. Los rangos de estas incertidumbres son definidos mediante futuros extremos o nudos, los cuales luego se combinan para ser simulados en el modelo PERSEO. Estos nudos deben ser definidos de manera tal que los resultados de las simulaciones del sistema en ellos circunscriban los resultados que se esperarían en caso de estudiar todo el rango. A continuación se detalla el proceso para la definición de los futuros para las incertidumbres consideradas: demanda, oferta e hidrología 7.1.1 FUTUROS DE DEMANDA 7.1.1.1 ESCENARIOS DE DEMANDA GLOBAL ADICIONALES Considerando que se debe tener escenarios extremos de demanda, se adicionaron a los escenarios de pronósticos iníciales (base, optimista y pesimista), los escenarios muy optimista y muy pesimista, los cuales tienen una tasa de crecimiento promedio de 11% y 3% respectivamente. Para la construcción de estos escenarios se Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 93 155

consideraron tasas de crecimiento extremas para demanda vegetativa y la inclusión/retiro de proyectos adicionales. Muy Optimista Optimista Base Pesimista Muy Pesimista GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % 2010 32438 8.3% 32438 8.3% 32438 8.3% 32438 8.3% 32438 8.3% 2011 35729 10.1% 35233 8.6% 35052 8.1% 34733 7.1% 34266 5.6% 2012 40021 12.0% 38746 10.0% 37869 8.0% 37233 7.2% 35959 4.9% 2013 47003 17.4% 44751 15.5% 43374 14.5% 41380 11.1% 37960 5.6% 2014 54486 15.9% 51001 14.0% 48883 12.7% 45513 10.0% 40223 6.0% 2015 63177 16.0% 58164 14.0% 54085 10.6% 49575 8.9% 42346 5.3% 2016 71848 13.7% 65070 11.9% 57106 5.6% 52073 5.0% 43683 3.2% 2017 79292 10.4% 70658 8.6% 60648 6.2% 53865 3.4% 44183 1.1% 2018 86359 8.9% 75662 7.1% 63204 4.2% 55845 3.7% 44738 1.3% 2019 92801 7.5% 79725 5.4% 66201 4.7% 57505 3.0% 45107 0.8% 2020 100064 7.8% 84334 5.8% 69575 5.1% 59859 4.1% 45436 0.7% 2021 106304 6.2% 87603 3.9% 72238 3.8% 61599 2.9% 45857 0.9% 2022 112739 6.1% 90753 3.6% 74706 3.4% 63389 2.9% 46148 0.6% TOTALES 2010-2022 11% 9.0% 7.2% 5.7% 3% Cuadro N 7.1. Escenarios de proyección de demanda del SEIN Estos escenarios al nivel del SEIN abarcan el rango desde 5% - 14% de futuros de demanda para el año 2016, 3.4%-12% para el año 2020 y 3%-11% para el año 2022, tal como se muestra en los cuadros siguientes. Cuadro N 7.2. Demanda por zonas y escenarios Año 2016 Cuadro N 7.3. Demanda por zonas y escenarios Año 2020 Cuadro N 7.4. Demanda por zonas y escenarios Año 2022 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 94 156

Evidentemente algunos de estos futuros son menos probables, que los futuros medio y optimista, sin embargo todos ellos en conjunto sirvieron para evidenciar los potenciales problemas en el horizonte de estudio y también en el horizonte de comprobación (5 años adicionales). Para el presente diagnóstico hemos considerado nudos límite de demanda para evaluar el máximo estrés que tendría la transmisión en los años 2016, 2020 y 2022. 7.1.1.2 DEFINICIÓN DE NUDOS DE DEMANDA Los escenarios de demanda (incluyendo los escenarios muy optimista y muy pesimista) se pueden separar en zonas importantes de demanda: zona centro, zona norte y zona sur, los cuales al combinarse pueden representar los nudos límite de demanda que causan el mayor estrés en el sistema de transmisión. Se definieron los siguientes nudos importantes: Nudos Sur Centro Norte 1 Muy optimista Base Muy optimista 2 Base Base Base 3 Base Muy optimista Base 4 Muy pesimista Muy pesimista Muy pesimista Cuadro N 7.5. Definición de nudos de demanda Se debe destacar que las zonas norte y sur tienen escenarios similares, para facilitar el análisis entre zonas importantes, lo cual no produce limitaciones debido al modelamiento multinodal del PERSEO. En base al cuadro anterior se puede graficar el área que limitan los nudos y las tasas de crecimiento. Figura N 7.1 Tasas de crecimiento de los nudos de demanda - año 2016 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 95 157

Figura N 7.2 Tasas de crecimiento de los nudos de demanda - año 2020 Figura N 7.3 Tasas de crecimiento de los nudos de demanda - año 2022 Se ha considerado que el área definida por los nudos límite de demanda, tenga correlación y tendencia, debido a la actual coyuntura económica del país. En ese sentido, no es posible obtener para ningún escenario combinaciones de crecimiento opuesto por zonas (muy optimista y muy pesimista a la vez), con lo cual se modela adecuadamente el crecimiento conjunto de las zonas del país. Asimismo se puede observar que las tasas de crecimiento al 2016 son mayores al crecimiento de los años 2020 y 2022, debido al ingreso de importantes proyectos en los años 2013 al 2015, declarados en las encuestas realizadas a los propietarios y promotores de los mismos. La demanda en GWh de los proyectos considerados por cada Nudo de demanda se muestra en el Cuadro N 7.6. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 96 158

Cuadro N 7.6. Demanda de energía (GWh) de los proyectos para el año 2022 7.1.2 FUTUROS DE OFERTA 7.1.2.1 INCERTIDUMBRE DE OFERTA Las incertidumbres que se tuvieron que evaluar en el presente informe de diagnóstico fueron: (i) Centrales hidroeléctricas con concesiones definitivas, temporales y sin concesión o autorización, (ii) Grandes centrales hidroeléctricas en la zona de oriente, zona norte y ambas a la vez. (iii) Centrales con energía renovable, (iv) Centrales térmicas en la zona sur y norte por desarrollo de los ductos de gas natural a cada una de las zonas y (v) Centrales de menor tamaño en el largo plazo. Las centrales modeladas se clasificaron en 6 grupos importantes: GRUPO 1: Proyectos comprometidos Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 97 159

Cuadro N 7.7. Proyectos comprometidos (con fecha de entrada de operación) GRUPO 2: Proyectos con energía renovable (En aplicación del Art.2 del DL 1002) Cuadro N 7.8. Proyectos de energía renovable año 2016 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 98 160

Cuadro N 7.9. Proyectos de energía renovable año 2020 y 2022 GRUPO 3: Proyectos hidráulicos con concesión definitiva Cuadro N 7.10. Proyectos hidroeléctricos con concesión definitiva GRUPO 4: Centrales hidroeléctricas del Oriente y Norte Cuadro N 7.11. Centrales hidroeléctricas del Oriente Cuadro N 7.12. Centrales hidroeléctricas del Norte GRUPO 5: Centrales hidroeléctricas con concesión temporal Cuadro N 7.13. Centrales hidroeléctricas con concesión temporal Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 99 161

GRUPO 6: Centrales sin concesión o autorización Cuadro N 7.14. Centrales hidroeléctricas sin concesión o autorización 7.1.2.2 DEFINICIÓN DE NUDOS DE GENERACIÓN El diagnóstico de la transmisión mediante la metodología adoptada no debe asociarse a ninguna implementación determinística de oferta, sino más bien evaluarse en un amplio grupo de escenarios. En ese sentido el sistema de transmisión debería proveer soporte adecuado inclusive sin importar que oferta se desarrolle. Es por ello que se construyó un grupo amplio de variaciones y condicionantes en cada familia de nudos de generación tales como: Variación en la conformación de la oferta: Se tuvieron las siguientes metas: escenario A mayor componente térmica (60% térmico y 40 % hidráulico) y el escenario B mayor componente hidráulica (40% térmico y 60% hidráulico), asimismo una reserva mayor al 20% y al 30% para el escenario A y B respectivamente. Desarrollo condicional de las grandes CCHH de Oriente y Norte: Se ha desarrollado escenarios en los cuales: No se consideran las grandes CCHH (escenarios S ), se considera las CCHH de Oriente (escenarios O ), se consideran las CCHH del Norte (escenarios N ) y se consideran ambos desarrollos (escenarios T ). Todos estos con las combinaciones de las variaciones en la conformación de la oferta antes mencionadas. Para obtener la tabla final de centrales a modelar en los correspondientes nudos de oferta, se procedió de la siguiente manera: 1. Se incluye las centrales existentes y los proyectos comprometidos. 2. Si resulta necesario para cumplir con las metas en cuanto a conformación de la oferta, márgenes de reserva y desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, se añaden centrales hidroeléctricas y térmicas en el orden de los grupos mencionados en el acápite incertidumbres de oferta (Grupo 2 al Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 100 162

6). En el Anexo G se encuentra el detalle de las centrales que fueron incluidas en cada nudo de generación. Realizando las combinaciones correspondientes en cuanto a oferta y demanda, se obtuvieron los siguientes cuadros de balances para cada escenario de Demanda, Oferta y desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, los cuales junto a los escenarios de hidrología definen todos los casos a simular en el modelo PERSEO (En Anexo G se detalla la codificación de cada caso de PERSEO). Cuadro N 7.15. Combinación oferta demanda, año 2016 Cuadro N 7.16. Combinación oferta demanda, año 2020 Cuadro N 7.17. Combinación oferta demanda, año 2022 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 101 163

7.1.2.3 NUDOS ADICIONALES Los nudos hidrológicos o escenarios de hidrología, fueron tres: húmeda (código 01 ), mediana (código 80 ) y seca (código 95 ), y representan series de 4 años de caudales de la siguiente manera: Hidrología húmeda: 2001-2004 Hidrología mediana: 1980-1983 Hidrología Seca: 1995-1998 En cuanto a los precios de combustibles se consideró un único escenario, teniendo como base los determinados en el proceso de fijación de tarifas en barra del año 2010 por el OSINERGMIN-GART. 7.1.3 PLANES DE EXPANSIÓN DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN En el caso de la transmisión, en los análisis de largo plazo para el año 2016 se ha utilizado el Plan Vinculante (L.T. Suriray-Onocora) y el Plan Robusto para el año 2016, y para los análisis de los años 2020 y 2022 el Plan Robusto para el año 2020. Por Congestión -Repotenciación de líneas 220 kv zonas: Carhuaquero Cajamarca Zapallal Paramonga Tingo María Paragsha Conococha Paramonga Onocora Tintaya Líneas Nuevas por Confiabilidad: Machupicchu Quencoro Onocora / Subestación Quencoro 220/138 kv Cuadro N 7.18. Plan Robusto del Primer Plan de Transmisión, año 2016 Repotenciación de líneas 220 kv en las zonas: Carhuaquero Cajamarca Zapallal Paramonga Pachachaca Oroya Carhuamayo Trujillo Santa Rita Tingo María Paragsha Conococha Paramonga Ica Marcona Onocora Tintaya Líneas Nuevas por Confiabilidad: Machupicchu Quencoro Onocora / Subestación Quencoro 220/138 kv Independencia Marcona Socabaya 500 kv Cuadro N 7.19. Plan Robusto del Primer Plan de Transmisión, año 2020 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 102 164

7.2 DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRE, LARGO PLAZO 2016-2022 Para este análisis se realizaron una serie de simulaciones en PERSEO considerando la combinación de cuatro futuros de demanda, ocho futuros de generación y tres futuros de hidrología; para tres años de análisis (2016, 2020 y 2022); y considerando los límites de las líneas de transmisión y sin considerarlos. Como resultado de las combinaciones factibles de las variables indicadas, se llevaron a cabo 288 simulaciones en PERSEO. Figura N 7.4 Escenarios considerados en el Diagnóstico de la operación de económica de largo plazo A continuación se describe los principales resultados obtenidos de las simulaciones efectuadas. 7.2.1 ANALISIS DE SOBRECARGAS Y HORAS DE CONGESTION ANUAL EN LINEAS DE TRANSMISION Para el análisis de sobrecargas se han utilizado los resultados obtenidos del modelo PERSEO (se ha considerado: 48 Escenarios para el 2016, 240 escenarios para el 2020 y 240 escenarios para el 2022), analizando el flujo máximo y las horas de congestión anual de cada línea de transmisión del SEIN. El flujo máximo nos muestra la cantidad de potencia en MW a los que podrían llegar las líneas de transmisión en un escenario ideal, y las horas de congestión cuanto tiempo en el año. Del análisis de estos dos indicadores se pone en evidencia los problemas que tendría el SEIN en el futuro. En el Anexo G, se adjuntan gráficos que muestran en detalle para cada año, los resultados de las simulaciones de PERSEO para cada escenario simulado. Los resultados incluyen: Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 103 165

Mapa con problemas de sobrecargas más relevantes del sistema (leve, mediano y alto). Gráfico con esquema de colores de niveles de sobrecarga promedio en sub zonas importantes del SEIN. Gráfico con esquema de colores de sobrecargas en líneas del SEIN. Gráfico con esquema de colores de horas de congestión de las líneas del SEIN. Asimismo, en función a estos gráficos y los datos de cada simulación en cuanto a oferta y demanda se resaltan los siguientes resultados: 7.2.1.1 AÑO 2016 LEVE MEDIANO FUERTE Figura. N 7.5. Problemas de sobrecargas más relevantes en el SEIN Año 2016 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 104 166

Figura N 7.6. Niveles de sobrecargas promedio en sub-zonas del SEIN AÑO 2016 Línea Onocora-Tintaya 220KV. Las sobrecargas en esta línea superan el orden de los 200% para escenarios de oferta de mayor generación hidráulica y en escenarios de demanda alta y media (1B,2B y 3B), asimismo superan las 8000 horas de congestión en dichos escenarios. Todo ello debido a mayor oferta hidráulica en la barra de Onocora 220KV (se conectan las CCHH San Gabán 1, 3 y 4), que se evacua hacia el SEIN. Línea Ventanilla Zapallal 220KV. Las sobrecargas en esta línea superan el orden de 200% para escenarios de demanda alta en la zona centro y están en el orden de 160% para los escenarios de demanda alta en el norte-sur y demanda media, asimismo superan las 8000 horas en escenarios de demanda alta en el centro. Estas sobrecargas son causadas por el crecimiento mayor de la demanda en la zona de Lima explícitamente en las barras Chavarría y Ventanilla 220KV. Línea Pachachaca Callahuanca 220 KV. Las sobrecargas de estas dos línea de transmisión supera el orden de 160% para escenarios de oferta de mayor generación hidráulica y en escenarios de demanda alta y media (1B,2B y 3B), superando las 4000 horas de congestión. Estas líneas igual que las de Ventanilla Zapallal son las que proveen de energía a la demanda de Lima, y se sobrecargan por el crecimiento mayor, y por ser parte del sistema de transmisión que inyecta energía de la zona del Mantaro hacia Lima. Línea Pomacocha San Juan 220KV. Las sobrecargas en estas líneas son iguales que el caso anterior, esta vez para abastecer la demanda de la barra San Juan 220KV. Línea Santa Rosa - Industriales 220KV. Las sobrecargas en esta línea solo son mayores al 130% para escenarios de demanda alta y oferta mayormente hidráulica, superan las 6000 horas en escenarios de demanda alta en el centro. La conexión Planicie Industriales 220KV al seccionar una de las ternas de la línea Santa Rosa San Juan 220KV, sobrecarga el tramo de Industriales a Santa Rosa por inyección de energía desde Planicie 220KV. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 105 167

Línea Huanza Zapallal 220KV. Esta línea se sobrecarga en niveles mayores al 100% solo para escenarios de mayor oferta hidráulica, demandas alta y demanda media y supera los 4000 horas de congestión, debido a la conexión de la CH Huanza, en la línea Huayucachi Zapalla 220KV. 7.2.1.2 AÑO 2020 LEVE MEDIANO FUERTE Figura. N 7.7. Problemas de sobrecargas mas relevantes en el SEIN - Año 2020 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 106 168

Figura. N 7.8. Niveles de sobrecarga promedio en Sub-Zonas del SEIN Año 2020 Línea Ventanilla Zapallal 220KV. Las sobrecargas ahora superan los 300% casi en todos los escenarios de demanda alta, y 200% en demanda media, con una duración de 8000 horas. Debido al crecimiento de la demanda en la Zona de Lima. Línea Pachachaca Callahuanca 220 KV. Estas líneas llegan a tener sobrecargas mayores a 250%, especialmente en escenarios de demanda alta en el centro y oferta mayormente hidráulica. También por crecimiento alto de la zona de Lima, y por mayor energía hidráulica importada de la zona de Mantaro. Línea Santa Rosa - Industriales 220KV. Estas líneas superan los 200% de sobrecargas en escenarios de demanda alta en el centro, con duraciones mayores a 6000 horas, por mayor importación de energía a través de la línea Planicie - Industriales 220KV. Línea Pomacocha San Juan 220KV. Estas líneas superan los 200% de sobrecargas en escenarios de demanda alta en el centro y mayor oferta hidráulica y duraciones mayores a 4000 horas, por crecimiento alto de la zona de Lima, y por mayor energía hidráulica importada de la zona de Mantaro. Línea Ventanilla Chavarria 220KV. Aparecen congestiones en estas líneas mayores de 200% pero solo para escenarios de oferta mayormente térmica y demanda alta, con 8000 horas de congestión, por mayor demanda de la zona de Lima, en la barra de Chavarria 220KV. Línea San Juan - Chilca 220KV. Empiezan a sobrecargarse estas líneas pero solo para escenarios de demanda alta en el centro (Lima), con más de 4500 horas de congestión. Debido a importación de energía hacia las barras San Juan 220KV y Santa Rosa 220KV, de fuera de Lima especialmente de la zona de Chilca e inclusive del área sur mediante el transformador 500/220KV de Chilca. Línea Trujillo Cajamarca 220KV. Se tienen sobrecargas mayores a 160% pero solamente para escenarios de demandas alta en el norte y de mayor oferta térmica, con más de 8000 horas de congestión, para abastecer la demanda de importantes proyectos mineros. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 107 169

Huallanca 220/138KV. Se tiene sobrecargas similares provocadas por la mayor demanda de la zona de Cajamarca. En los escenarios de mayor oferta térmica y demanda alta, también con más de 8000 horas de congestión. Carhuaquero Cerro Corona 220KV y Chiclayo Carhuaquero 220KV. Estas líneas se sobrecargan mayormente en escenarios donde se tiene el desarrollo de las grandes CCHH del Norte, y en demanda alta norte, llegando a superar el 200% y más de 6000 horas de congestión, tratando también de abastecer la importante demanda de la zona de Cajamarca con la generación de las CCHH del Norte (Inyectando en Chiclayo 220KV). 7.2.1.3 AÑO 2022 LEVE MEDIANO FUERTE Figura. N 7.9. Problemas de sobrecargas mas relevantes del SEIN - Año 2022 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 108 170

Figura 7.10. Niveles de sobrecarga promedio en Sub-Zonas del SEIN año 2022 Línea Ventanilla Zapallal 220KV. Las sobrecargas superan los ampliamente los 300% en todos los escenarios de demanda alta y media, congestionada todo el año. Debido al crecimiento de la demanda en la Zona de Lima. Línea Pachachaca Callahuanca 220 KV. Estas líneas llegan a tener sobrecargas mayores a 300%, para escenarios de demanda alta en el centro y oferta mayormente hidráulica, por crecimiento de la demanda de Lima, debido a la importación de energía de afuera de Lima, especialmente del Mantaro. Línea Santa Rosa - Industriales 220KV. Estas líneas ya superan los 300% de sobrecargas pero solo para escenarios de demanda alta en Lima y se muestran congestionadas todo el año, debido a mayor importación de energía a través de la línea Planicie - Industriales 220KV. En los escenarios de demanda Media en el SEIN y alta en el norte esta línea llega al 160% de sobrecarga. Línea Santa Rosa San Juan 220KV. Aparecen sobrecargas en esta línea llegando a sobrepasar a 160% y 8000 Horas, para escenarios de demanda alta en la zona centro por abastecimiento de la demanda de Lima. Línea Pomacocha - San Juan 220KV. Estas líneas superan los 300% de sobrecargas en escenarios de demanda alta en Lima y mayor oferta hidráulica con más de 6500 horas de congestión, Por crecimiento alto de la zona de Lima, y por mayor energía hidráulica importada de la zona de Mantaro e inclusive de la zona Centro (Carhuamayo 220KV). Línea Ventanilla Chavarría 220KV. Las sobrecargas en esta línea ahora son mayores de 250% para escenarios de demanda alta en Lima, que se muestra congestionada todo el año, por mayor demanda de la zona de Lima, específicamente en la barra de Chavarría 220KV. Línea San Juan - Chilca 220KV. Las sobrecargas de estas líneas ya son más evidentes, y están en el orden del 200% para los escenarios de demanda alta en Lima, con más de 6500 horas de congestión al año. Ello debido fundamentalmente a mayor importación de energía desde la zona de Chilca, del área sur por la línea de 500KV y de las CCHH Oriente conectadas en la barra Independencia 500KV a través del transformador 500/220KV de Chilca Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 109 171

Subestación Chilca 500/220KV. Empieza a sobrecargase en más de 160% para escenarios de demanda alta en la zona centro y en particular cuando se tienen las CCHH de Oriente conectadas a la barra Independencia 500KV, por mayor demanda de la zona de Lima. Línea Trujillo Cajamarca 220KV. Se tienen sobrecargas mayores a 160% pero solamente para escenarios de demandas alta en el norte y de mayor oferta térmica, con más de 8000 horas de congestión, para abastecer la demanda de importantes proyectos mineros, con generación térmica proveniente de las centrales a gas natural conectadas en Trujillo. Línea Piura La Niña 220KV. Sobrecarga de más de 160% para escenarios de demanda alta en el Norte, por mayor demanda en la ciudad de Piura, las horas de congestión inclusive son mayores a 8000 cuando se tiene desarrollo de las CCHH del Norte. Líneas Carhuaquero Cerro Corona 220KV y Chiclayo Carhuaquero 220KV. Estas líneas se sobrecargan mayormente en escenarios donde se tiene el desarrollo de las grandes CCHH del Norte, y en demanda alta norte, llegando a superar el 200% y más de 6500 horas de congestión, debido a importación de energía de las grandes CCHH del Norte hacia la zona de Cajamarca. Línea Onocora Tintaya 220KV. Se sobrecarga en niveles mayores de 200% y mayores a 8000 horas, pero solo para escenarios en los cuales no hay desarrollo de las grandes CCHH y demanda media y alta en la zona centro. Debido a la exportación de energía de esta zona, hacia la zona centro por la línea Tintaya - Socabaya 220KV. En el caso de demanda alta en la zona sur (también en el Cusco) las sobrecargas apenas superan el 130%. Línea Socabaya Moquegua 220KV.Las sobrecargas son mayores a 130% y mayores a 6000 horas, para escenarios de demanda alta y media, para escenarios de desarrollo de grandes CCHH tanto de Norte como Oriente, en especial cuando se tienen mayor oferta térmica. Subestación los Héroes, Tacna 220/66KV. Sobrecargas mayores a 130% y mayores de 6000 horas en escenarios de crecimiento alto en la zona sur, debido a la poca capacidad del transformador 220/66 KV y al incremento de la demanda en la ciudad de Tacna para este escenario. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 110 172

7.2.2 ENERGÍA NO SERVIDA Para el análisis de sobrecargas se ha utilizado los resultados obtenidos de las simulaciones en el modelo PERSEO considerando los límites de las líneas de transmisión (son: 24 Escenarios para el 2016, 60 escenarios para el 2020 y 60 escenarios para el 2022), calculando la ENS promedio anual por barras. Los resultados por año se muestran en los numerales siguientes. 7.2.2.1 AÑO 2016 La ENS obtenida se muestra en la Figura 7.11. Se resaltan los siguientes resultados: Se observa que en las barras de Refinería de Zinc y Ventanilla se presentan racionamientos en el rango de 4 a 8%, en los casos de Demanda Optimista Centro. No se presenta ENS en los escenarios de demanda optimista norte-sur, medio ni pesimista. Figura N 7.11. Energía no servida en barras del SEIN año 2016 7.2.2.2 AÑO 2020 La ENS obtenida para el año 2020 se muestra en la Figura 7.12. Se resaltan los siguientes resultados: En general se observa un incremento en la ENS respecto al año 2016, lo cual es un resultado esperado debido a la mayor demanda. La ENS es mayor en los casos de demanda optimista centro, seguido por los casos de demanda optimista norte-sur. En este año ya se aprecia ENS en los casos de demanda media, aunque todavía de magnitudes relativamente menores Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 111 173

Se observan racionamientos en la barra de Ventanilla para todos los escenarios excepto en los de Demanda Pesimista. En algunos casos estos racionamientos pueden llegar hasta el 49%. En las barras de Chavarría y San Juan se observan racionamientos en los escenarios de Demanda Optimista Centro, los cuales pueden llegar hasta 60% y 37%, respectivamente. También se observan racionamientos en unos pocos escenarios de Demanda Optimista N-S, sin embargo son de menor magnitud que los ya indicados. En la barra de Santa Rosa solo aparecen racionamientos en los casos de Demanda Optimista Centro, llegando estos hasta el 20% en algunos casos. La barra de Refinería de Zinc presenta racionamientos en todos los escenarios de demanda, salvo en los de Demanda Pesimista. Los racionamientos podrían llegar hasta 73% en algunos escenarios de Demanda Optimista Centro. La barra de Huancavelica presenta racionamientos en casi todos los escenarios de Demanda Optimista Centro, llegando en algunos casos hasta 24% de racionamiento. La barra de Cerro Corona solo presenta racionamientos en el caso de Demanda Optimista N-S con desarrollo de las grandes centrales hidráulicas del Oriente y del Norte. Estos racionamientos pueden llegar al 14%. Otros resultados no mostrados en la figura, por ser de menor magnitud o de menor recurrencia entre escenarios son los siguientes: Las barras de Cajamarca y Tacna presentan racionamientos en todos los escenarios de Demanda Optimista N-S, llegando estos hasta 10% y 7%, respectivamente. La barra de Jaén presentan racionamientos de hasta 9% en algunos escenarios de Demanda Optimista N-S. También se presentan racionamientos en las siguientes barras: Moyopampa, Huayucachi, Quencoro, Cotaruse, Onocora, Carhuaquero, Salamanca, Ñana e Ilo, los cuales podrían llegar hasta 6%. En las barras de Matucana, Callahuanca, Huampaní y Cutervo también se presentan racionamientos porcentualmente altos, pero de magnitud pequeña en términos reales, esto último debido al tamaño de las cargas. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 112 174

Figura N 7.12. Energía no servida en barras del SEIN año 2020 7.2.2.3 AÑO 2022 La ENS obtenida para el año 2020 se muestra en la Figura 7.13. Se resaltan los siguientes resultados: En general aumenta la ENS en los escenarios de demanda optimista, y ya empiezan a ser notorios en los casos de demanda media. En las barras de Chavarría y Ventanilla se observan racionamientos en todos los escenarios de demanda excepto en los escenarios de Demanda Pesimista. Los casos más críticos corresponden a los de Demanda Optimista Centro, en los que los racionamientos pueden llegar al 72% y 60% para Chavarría y Ventanilla, respectivamente. En la barra de San Juan se observan racionamientos en todos los escenarios de Demanda Optimista Centro y Demanda Media, y en la mayoría de los escenarios de Demanda Optimista N-S. Los casos más críticos corresponden a los de Demanda Optimista Centro, en los que el racionamiento puede llegar al 42%. En las barras de Moyopampa y Salamanca se observan racionamientos en todos los escenarios de Demanda Optimista Centro y en la mayoría de escenarios de Demanda Optimista N-S. Los casos más críticos corresponden a los de Demanda Optimista Centro, en los que los racionamientos puede llegar al 49% y 53% en Moyopampa y Salamanca, respectivamente. En la barra de Salamanca se observan racionamientos en la mayoría de los escenarios de Demanda Optimista Centro y Demanda Optimista N-S. Los casos más críticos corresponden a los de Demanda Optimista Centro, en los que los racionamientos puede llegar al 14%. La barra de Refinería de Zinc presenta racionamientos en todos los escenarios de demanda, salvo en los de Demanda Pesimista. Los racionamientos podrían llegar hasta 95% en algunos escenarios. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 113 175

En las barras de Santa Rosa y Balnearios se observan racionamientos en todos los escenarios de Demanda Optimista Centro, en los que los racionamientos puede llegar al 49% y 23%, respectivamente. La barra de Huancavelica presenta racionamientos en todos los escenarios de Demanda Optimista Centro mientras que la barra de Huayucachi presenta racionamientos solo en algunos de estos. Por otro lado, ambas barras presentan racionamientos en algunos escenarios de Demanda Optimista N-S. Los casos más críticos corresponden a los de Demanda Optimista Centro, en los que los racionamientos puede llegar al 36% y 14% en Huancavelica y Huayucachi, respectivamente. Las barras de Tacna y Cajamarca presentan racionamientos en todos los escenarios de Demanda Optimista N-S, pudiendo llegar hasta 21% y 16% respectivamente. Otros resultados no mostrados en la figura, por ser de menor magnitud o de menor recurrencia entre escenarios son los siguientes: También se presentan racionamientos en las siguientes barras: Chimbote, Jaén, Quencoro, Huánuco, Cerro Corona, Puno, Carhuaquero, Ilo, Juliaca y Carhuamayo, los cuales llegarían hasta 7%. En las barras de Matucana, Callahuanca, Huampaní y Cutervo también se presentan racionamientos porcentualmente altos, pero de magnitud pequeña en términos reales, esto último debido al tamaño de las cargas. Figura N 7.13. Energía no servida en barras del SEIN año 2022 En la Figura 7.14 se muestra una vista panorámica de la evolución de la ENS en el periodo de estudio. Analizando esta figura en conjunto con las tres anteriores es claro que los problemas principales están relacionados con los escenarios de Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 114 176

demanda optimista centro, seguidos de los escenarios de demanda optimista nortesur. La ENS en los escenarios de demanda media es de menor magnitud que los dos casos anteriores. Como era de esperarse, la ENS aumenta conforme se avanza en el periodo de estudio. Por otro lado, se observa que en los escenarios de demanda pesimista no se presenta ENS. Figura N 7.14. Evolución de la Energía no servida en barras del SEIN 7.3 DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE VERIFICACIÓN (ANÁLISIS ELÉCTRICO) En base a los casos analizados en el primer plan de transmisión periodo 2011 2020, se ha actualizado la información de demanda y proyectos de generación eléctrica para poder hacer un diagnóstico a largo plazo. La premisa de los casos simulados es con el desarrollo de las centrales del oriente y otros grandes proyectos de generación eléctrica, los casos simulados se muestran en el Cuadro N 7.20. CASO 1. CASO 2. CASO 3. Demanda: Escenario MEDIO. Escenario MEDIO. Escenario ALTO. C.H Inambari (2200 MW). C.H Inambari (2200 MW) C.H Paquitzapango (2000 MW) Generación: C.H Inambari (2200 MW). Otros proyectos. C.H Paquitzapango (2000 MW) C.H Mainique (607 MW) C.H Mainique (607 MW) C.H Tambo 40 (1286 MW) Otros proyectos. C.H Tambo 60 (580 MW) Otros proyectos. Exportación a Brasil: Sin exportación. Con exportación (2000 MW) Con exportación (2000 MW) Red Colectora: Doble circuito 500 kv (Inambari Colectora Sur Independencia Chilca). Doble circuito 500 kv Red Colectora completa. Doble circuito 500 kv Red Colectora completa. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 115 177

Cuadro N 7.20. Casos evaluados Largo Plazo. La Figuras N 15, esquematiza los tres casos descritos anteriormente. Figura N 7.15. Diagrama unifilar de los Casos 1, 2 y 3 La oferta de generación para el largo plazo considera los nuevos proyectos mostrados en los Cuadros N 7.21, 7.22 y 7.23, para cada uno de los casos simulados. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 116 178

CHs con concesión definitiva NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. CERRO DEL AGUILA 402 C.H. SAN GABAN I 150 C.H. SANTA RITA 255 C.H. PUCARÁ 130 C.H. TARUCANI 50 CHs del Amazonas NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. INAMBARI 2200 C.H. TAMBO 40 1286 C.H. MAINIQUE 1 607 C.H. PAQUITZAPANGO 2000 C.H. TAMBO 60 580 CHs del Norte NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. VERACRUZ (CUMBA 4) 730 C.H. CHADIN (CH DEL NORTE) 600 CHs con concesión temporal NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. SAN GABÁN IV 82 C.H. BELO HORIZONTE 180 C.H. Santa Maria (Oreja de Perro) 750 C.H. SAN GABÁN III 188 C.H. CURIBAMBA 195 C.H. CHURO 35.5 C.H. PELAGATOS - PLATA 25.5 C.H. TAMBO 1 54 C.H. Carhuac 20 Centrales sin concesión o autorización NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. OLMOS 1 55 C.H. CAÑO 101 C.H. MARAÑON 90.6 C.H. MOLLOCO 1 (Llatica) 160 C.H. MOLLOCO 2 (Soro) 144 C.H. LLUTA 270 C.H. LLUCLLA 240 C.H. CHEVES III 120 C.H. RETAMAL 188.6 C.H. ARICOTA III 19.4 RER NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin EOLAncash 12 EOLArequipa 13 EOLIca 88 EOLLima 26 EOLPiura 63 Cuadro N 7.21. Oferta de nuevas centrales para el largo plazo CASO 1. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 117 179

CHs con concesión definitiva NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. CERRO DEL AGUILA 402 C.H. SAN GABAN I 150 C.H. SANTA RITA 255 C.H. PUCARÁ 130 C.H. TARUCANI 50 CHs del Amazonas NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. INAMBARI 2200 C.H. TAMBO 40 1286 C.H. MAINIQUE 1 607 C.H. PAQUITZAPANGO 2000 C.H. TAMBO 60 580 CHs del Norte NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. VERACRUZ (CUMBA 4) 730 C.H. CHADIN (CH DEL NORTE) 600 CHs con concesión temporal NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. SAN GABÁN IV 82 C.H. BELO HORIZONTE 180 C.H. Santa Maria (Oreja de Perro) 750 C.H. SAN GABÁN III 188 C.H. CURIBAMBA 195 C.H. CHURO 35.5 C.H. PELAGATOS - PLATA 25.5 C.H. TAMBO 1 54 C.H. Carhuac 20 Centrales sin concesión o autorización NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin C.H. OLMOS 1 55 C.H. CAÑO 101 C.H. MARAÑON 90.6 C.H. MOLLOCO 1 (Llatica) 160 C.H. MOLLOCO 2 (Soro) 144 C.H. LLUTA 270 C.H. LLUCLLA 240 C.H. CHEVES III 120 C.H. RETAMAL 188.6 C.H. ARICOTA III 19.4 RER NOMBRE P (MW) AvMax AvMin EstMax EstMin AvMax AvMin EstMax EstMin EOLAncash 12 EOLArequipa 13 EOLIca 88 EOLLima 26 EOLPiura 63 Cuadro N 7.22. Oferta de nuevas centrales para el largo plazo CASO 2. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 118 180

CHs con concesión definitiva NOMBRE P (MW) AvMax EstMax AvMax EstMax C.H. CERRO DEL AGUILA 402 C.H. SAN GABAN I 150 C.H. SANTA RITA 255 C.H. PUCARÁ 130 C.H. TARUCANI 50 CHs del Amazonas NOMBRE P (MW) AvMax EstMax AvMax EstMax C.H. INAMBARI 2200 C.H. TAMBO 40 1286 C.H. MAINIQUE 1 607 C.H. PAQUITZAPANGO 2000 C.H. TAMBO 60 580 CHs del Norte NOMBRE P (MW) AvMax EstMax AvMax EstMax C.H. VERACRUZ (CUMBA 4) 730 C.H. CHADIN (CH DEL NORTE) 600 CHs con concesión temporal NOMBRE P (MW) AvMax EstMax AvMax EstMax C.H. SAN GABÁN IV 82 C.H. BELO HORIZONTE 180 C.H. Santa Maria (Oreja de Perro) 750 C.H. SAN GABÁN III 188 C.H. CURIBAMBA 195 C.H. CHURO 35.5 C.H. PELAGATOS - PLATA 25.5 C.H. TAMBO 1 54 C.H. Carhuac 20 Centrales sin concesión o autorización NOMBRE P (MW) AvMax EstMax AvMax EstMax C.H. OLMOS 1 55 C.H. CAÑO 101 C.H. MARAÑON 90.6 C.H. MOLLOCO 1 (Llatica) 160 C.H. MOLLOCO 2 (Soro) 144 C.H. LLUTA 270 C.H. LLUCLLA 240 C.H. CHEVES III 120 C.H. RETAMAL 188.6 C.H. ARICOTA III 19.4 RER NOMBRE P (MW) AvMax EstMax AvMax EstMax EOLAncash 16 EOLArequipa 18 EOLIca 117 EOLLima 35 EOLPiura 84 Cuadro N 7.23. Oferta de nuevas centrales para el largo plazo CASO 3. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 119 181

7.3.1 OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO En condiciones normales, las principales tensiones del SEIN para los casos 1, 2 y 3 en todas las condiciones operativas simuladas son mostradas en las figuras 7.16, 7.17 y 7.18. Figura N 7.16. Tensiones en barras de 500 kv Figura N 7.17. Tensiones en barras de 220 kv. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 120 182

Figura N 7.18. Tensiones en barras de 220 kv. De las figuras expuestas, se observa que las tensiones de las barras en 500 kv y en 220 kv transgreden los límites de operación normal, predominantemente por bajas tensiones, en ciertas subestaciones como: Talara, Piura Oeste, Chilca, Zapallal, Santa Rosa, Balnearios, San Juan, Independencia, Marcona, Puno y los Heroes. En el anexo H, se encuentran los flujos por las principales líneas de transmisión. Se presenta gráficamente aquellas líneas que transgreden sus capacidades nominales de transmisión, puede verse en las figuras 7.19 y 7.20. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 121 183

Figura N 7.19. Cargabilidad de líneas en 220 kv. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 122 184

Figura N 7.20. Cargabilidad de líneas en 220 kv. No se presenta sobrecargas en líneas de 500 kv, mientras que 220 kv las líneas que transgreden sus límites nominales de transmisión son: Cajamarca Trujillo, Zapallal, Ventanilla, Balnearios San Juan, Planicie Industriales, Mantaro Cotaruse, Callahuanca Pachachaca, Pachachaca Pomacocha, Pomacocha San Juan y Huancavelica Independencia. Por otro lado, es de importancia observar las separaciones angulares de los principales enlaces del sistema, y así determinar aquellas líneas que podrían tener problemas de estabilidad angular. Esto es mostrado en las figuras H2.04, H2.05 y H2.06 del anexo H, de sonde se puede observar que para el CASO 3, que es el de mayor exigencia al sistema de transmisión, en la LT Colectora Centro Carabayllo 500 kv se presenta la mayor separación angular (11º). Mientras que la separación angular de las líneas en 500 kv Marcona Montalvo e Independencia Marcona para los tres casos presenta valores máximos de 10º y 11º. Para la línea de 220 kv Mantaro Cotaruse la mayor separación angular es de 15º Adicionalmente, la operación de los SVC para los tres casos se muestra en la figura 7.21. Se observa que principalmente los SVC de Chavarría y Balnearios son los que sobrepasan notablemente sus límites; pero también transgreden sus límites capacitivos: Cajamarca, Chiclayo, Trujillo y Tintaya-Antapacay. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 123 185

Figura N 7.21. Operación de los SVC del SEIN. Los resultados detalladlos para los tres casos se encuentran en el Anexo H. 7.3.2 CORTOCIRCUITO Para los tres casos representativos estudiados, se han calculado las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico en las principales subestaciones del SEIN. En el anexo H se muestran los resultados. El Cuadro N 7.24 muestra un resumen de las corrientes de cortocircuito de las subestaciones que se encuentran cerca de superar las corrientes nominales de ruptura de sus interruptores. Cabe resaltar que en la S.E. Chilca la corriente de cortocircuito en 220 kv alcanza la capacidad de ruptura de los interruptores al año 2022. En estas simulaciones no se ha considerado efecto del reactor serie que acopla las barras de 220 kv de Chilca existente y Chilca Nueva, ni las resistencias de puesta a tierra de los neutros de algunos transformadores de centrales en la zona de Chilca. Estos proyectos propuestos por REP no han sido considerados en el Plan de Equipamiento, si fueran considerados no se superarían los niveles máximos indicados. Barras Icc-3F (ka) Icc-1F (ka) I ruptura (ka) 500 kv Chilca 16.3 22.3 40 Carabayllo 18.7 18.5 40 220 kv Chilca 38 62 40 / 63 Zapallal 27.9 30.7 31.5 Chavarría 21.8 26.7 31.5 San Juan 24.4 26.7 31.5 Mantaro 26.2 29.5 31.5 Pachachaca 19.8 17.8 31.5 Cuadro N 7.24. Corrientes de Cortocircuito en Subestaciones - Año 2022 Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 124 186

7.3.3 ESTABILIDAD TRANSITORIA Se han simulado fallas bifásicas en el punto medio de los principales enlaces de 500 kv y 220 kv del sistema troncal del SEIN despejadas en 100 ms con la apertura trifásica de la línea. Estas simulaciones han sido realizadas sin incluir el efecto de los controladores (respuesta natural). Se ha simulado los siguientes eventos: Ev01: Falla 2F LT 500kV Chimbote - Carabayllo. Ev02: Falla 2F LT 220kV Conococha - Huallanca. Ev03 Falla 2F LT 500kV Marcona - Socabaya. Ev04: Falla 2F LT 220kV Mantaro - Cotaruse. Ev05: Falla 2F LT 500kV Marcona - Ocoña. Ev06: Falla 2F LT 500kV Colectora Sur - Independencia. Ev07: Falla 2F LT 500kV Colectora Centro - Carabayllo. La condición inicial de operación seleccionada es aquella en la cual se transmite el mayor flujo de potencia por la línea. Caso 1 Caso 2 Caso 3 Eventos AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax Ev01 Estable Estable Inestable Ev02 Estable Estable Estable Ev03 Estable Estable Estable Ev04 Estable Estable Estable Ev05 Estable Estable Estable Ev06 Estable Estable Estable Ev07 Estable Estable Cuadro N 7.26. Resultados Falla bifásica con salida de línea. En el Cuadro N 7.25 resume el resultado de cada una de las simulaciones. Se debe comentar que el caso inestable (falla en LT de 500 kv Carabayllo-Chimbote) resulta estable cuando se simula una falla monofásica con apertura (en 100 ms) y recierre exitoso (luego de 500 ms de tiempo muerto para extinción del arco). En el Anexo H muestra el resultado de las simulaciones para cada uno de los eventos. 7.4 CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO DE LARGO PLAZO 7.4.1 DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRE Se ha detectado congestiones en las líneas troncales que abastecen la ciudad de Lima, las mismas que se manifiestan incipientes en el año 2016 ( solo se observan en escenarios de demanda optimista en la zona centro) y se Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 125 187

incrementan para el año 2022 (se aprecian aún en los escenarios de demanda media). Las principales líneas en 220 kv afectadas son: Zapallal Ventanilla, Planicie Industriales, Pachachaca Callahuanca, Pomacocha San Juan y Chilca San Juan. Se ha detectado congestiones en las líneas que abastecen la zona de Cajamarca, en los escenarios de demanda alta Norte-Sur en los años 2020 y 2022. Las principales líneas en 220 kv afectadas son: Trujillo Cajamarca y Chiclayo Carhuaquero Cerro Corona. Se ha detectado congestiones en la línea de 220 kv Onocora Tintaya asociadas al desarrollo de la generación hidroeléctrica en la zona sur-este (CCHH Pucará y San Gabán I,III y IV). Se ha detectado problemas puntuales en las líneas que alimentan a la zona de Piura y en el transformador que alimenta a la zona de Tacna, asociados a los escenarios de demanda alta Norte-Sur. 7.4.2 OPERATIVO DE VERIFICACIÓN (ANÁLISIS ELÉCTRICO) Se ha observado congestiones en las líneas troncales de alimentación y problemas de control de tensión en subestaciones de la ciudad de Lima, lo cual se debe a la insuficiente capacidad de las líneas para abastecer su demanda. Se ha observado que en el año 2020 se presentarían bajas tensiones en el SEIN, las que se deberían al déficit de compensación reactiva capacitiva en algunas zonas del área norte, centro y sur del SEIN, como se muestra en el siguiente cuadro. Zona Norte Centro Sur Subestación Talara, Piura Oeste. Santa Rosa, Balnearios, San Juan, Chilca, Pucallpa, Huánuco y Oroya Nueva. Independencia, Marcona, Puno, Azángaro, Juliaca y Los Héroes Cuadro N 7.28. Déficit de compensación reactiva Aún con la operación de la CH Veracruz/Cumba de 730 MW (puede considerarse como barra infinita) que inyecta su potencia en la barra de Chiclayo Oeste, no se soluciona el problema de bajas tensiones en el área norte debido que la insuficiencia de potencia reactiva que se presenta en la subestación Piura Oeste y Talara. Las centrales térmicas que operarían por mínima tensión son: Nueva Esperanza (Norte) y Aguaytía (Pucallpa). Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 126 188

Las líneas de transmisión de 500 kv operarán dentro de sus capacidades, sin embargo se observa sobrecargas en líneas de 220 kv, las cuales pueden ser vistas en el Cuadro N 7.29. Líneas 220 kv CASO 1 CASO 2 CASO 3 CASO 1 CASO 2 CASO 3 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 La Niña-Piura Oeste Cajamarca-Trujillo Balnearios-San Juan Zapallal-Ventanilla Planicie-Industriales Mantaro-Cotaruse Callahuanca- Pachachaca Pachachaca- Pomacocha Pomacocha-San Juan Mantaro- Independencia Huancavelica- Independencia Huanza-Zapallal Socabaya-Montalvo Montalvo Nueva- Montalvo 1: 100% S <120%, 2: S 120% Cuadro N 7.29. Sobrecargas de líneas en 220 kv. Con la operación de las C.H. Curibamba (195 MW) y C.H. Cerro del Águila (402 W) aumenta el stress sobre las líneas que alimentan Lima, especialmente LT 220 kv Pomacocha San Juan. Si adicionalmente entrase en operación la C.H Santa María (750 MW) se necesitará una vía de evacuación apropiada para evitar sobrecargas. Se observa que algunos transformadores de potencia operan por encima del 100% de su capacidad, los Cuadros N 7.30 y 7.31 muestran dichas sobrecargas en 500 kv y 220 kv respectivamente. TR3-500 kv CASO 1 CASO 2 CASO 1 CASO 2 CASO 1 CASO 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 Chiclayo Planicie Carabayllo2 Chilca 1: 100% S <120%, 2: S 120% Cuadro N 7.30. Sobrecargas en transformadores de 500 kv. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 127 189

TR3-220 kv CASO 1 CASO 2 CASO 1 CASO 2 CASO 1 CASO 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 Zorritos Piura 1 Piura 2 Piura 3 Chiclayo 1 Chiclayo 2 Chiclayo3 Guadalupe 1 Guadalupe 2 Trujillo 1 Paramonga Nueva 2 Huacho Chavarría 2 Chavarría 3 Santa Rosa 2 Callahuanca Industriales Balnearios 2 Balnearios 3 Balnearios 5 San Juan 1 Chilca LDS Independencia 1 Independencia 2 Ica 1 Ica 2 Huayucachi 1 Paragsha Aguaytía Los Heroes 1: 100% S <120%, 2: S 120% Cuadro N 7.31. Sobrecargas en transformadores de 220 kv. Para el CASO 3, que es el de mayor exigencia al sistema de transmisión, en la LT Colectora Centro Carabayllo 500 kv se presenta la mayor separación angular (11º). Mientras que la separación angular de las líneas en 500 kv Marcona Montalvo e Independencia Marcona para los tres casos presenta valores máximos de 10º y 11º. Para la línea de 220 kv Mantaro Cotaruse la mayor separación angular es de 15º, las cuales son aceptables según lo indicado por las buenas prácticas de operación (30º y 21º máximo para líneas de 500 kv y 220 kv, respectivamente). Los resultados muestran que los SVC de las subestaciones Chavarría, Balnearios, Chiclayo y Trujillo operan en sus límites de potencia reactiva, sin capacidad de regulación. En las SS.EE. Chilca y Zapallal las corrientes de cortocircuito en 220 kv alcanzarán las capacidades de ruptura de los interruptores al año 2022. Cabe destacar que en las simulaciones no se ha considerado el reactor serie Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 128 190

propuesto por REP para acoplar las barras de 220 kv de Chilca existente y Chilca Nueva, ni las resistencias de puesta a tierra de los neutros de algunos transformadores de centrales en la zona de Chilca. Si se incorpora al SEIN estos equipamientos las corrientes de cortocircuito serian controladas adecuadamente y no se pondría en compromiso las capacidades de ruptura de los interruptores indicados. Los análisis de estabilidad transitoria con la respuesta natural del SEIN muestran un comportamiento transitorio satisfactorio, aun cuando se ha simulado fallas bifásicas. Desde luego que ante fallas monofásicas con recierre exitoso todos los casos resultan estables. 7.4.3 CONCLUSION FINAL El presente informe cumple con lo dispuesto en el Artículo 16º del Reglamento de Transmisión y con el alcance indicado en el Articulo 8º de los Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión. Informe DP 02-2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 129 191