2 Diagnóstico de corto plazo periodo

2 Diagnóstico de corto plazo periodo 2015-2016 2.1 Expansión del SEIN 2015-2016 El diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN para el corto plazo (2015 2016) requiere de la expansión del Sistema, la cual consiste en la proyección de la demanda, el plan de obras de generación y el plan de obras de transmisión. Cabe resaltar la importancia de la expansión del SEIN como parte de los Proceso Básicos del presente estudio, en ese sentido para un mayor detalle; en el anexo B se detalla la información utilizada para el modelamiento del sistema en el corto plazo, así como en el largo plazo. 2.1.1 Proyección de la demanda La proyección de la demanda del SEIN, está conformada por dos grandes componentes: la proyección de la demanda vegetativa y la proyección de la demanda de grandes proyectos. En las Tabla 2.1 y Tabla 2.2 se muestra en resumen la proyección de la demanda del SEIN (a nivel de generación) y la proyección de los requerimientos de potencia y energía de los principales proyectos de demanda considerados, respectivamente. AÑO ENERGÍA POTENCIA GWH % MW % 2013 41 330 8,8% 5 909 10,7% 2014 45 810 10,8% 6 544 10,8% 2015 53 202 16,1% 7 380 12,8% 2016 59 690 12,2% 8 156 10,5% PROMEDIO 2013-2016 12,0% 11,2% Tabla 2.1 Demanda global del SEIN periodo 2013 2016 Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 44

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA 2013 2014 2015 2016 MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH Proyecto Tia Maria 10 62 Ampliación Cerro Verde 200 1 069 406 2 838 Ampliacion Quimpac (Oquendo) 14 40 25 182 25 182 25 182 El Brocal (Colquijirca) 20 104 27 198 27 198 27 198 Ampliación Shougang Hierro Perú 70 202 70 514 70 514 Ampliación Antamina 48 372 48 372 48 372 104 804 Ampliación Concentradora Toquepala 30 250 72 600 72 600 Ampliación Concentradora Cuajone 63 525 63 525 Ampliación de Aceros Arequipa 20 124 20 124 20 154 55 504 Ampliación Cerro Lindo 7 53 7 53 7 53 7 53 Ampliación Bayovar 12 71 15 138 Ampliación Cemento Pacasmayo 25 173 25 173 Ampliación Cementos Lima 17 72 19 120 20 124 20 124 Toromocho 114 189 152 774 152 1 198 152 1 202 Pachapaqui 4 12 8 69 12 104 16 138 Antapacay 90 724 93 745 96 771 96 773 Marcobre (Mina Justa) 5 37 5 37 Las Bambas (Apurimac) 28 16 113 313 157 1 228 158 1 270 Constancia 62 326 87 610 87 610 Galeno Los Chancas (Apurimac) Quechua Quellaveco 10 36 12 90 Mina Chapi 7 55 26 205 Chucapaca - Cañahuire 10 60 62 360 Pukaqaqa (Milpo) 10 79 40 315 Michiquillay Shahuindo 10 79 10 79 10 79 Haquira (Antares) 12 105 24 210 Ampliación de la Fundicion de Ilo 10 83 10 83 Ampliación de la Refineria de cobre 8 65 8 65 Ampliación modernización Refinería Talara Corani 10 40 41 323 41 323 Salmueras de Sechura 25 175 25 175 25 175 La Arena 5 43 5 43 65 541 El Porvenir 5 31 24 144 24 144 Mina Alpamarca 8 26 15 79 15 105 Cementos Piura 25 175 25 175 25 175 Nueva Planta de Oxidos Volcan 7 23 16 118 16 118 16 118 Ampliación SIDER PERU 26 44 34 180 Total de Proyectos - Zona Norte 65 473 128 760 199 1 461 Total de Proyectos - Zona Centro 251 988 405 2 269 450 3 356 576 4 439 Total de Proyectos - Zona Sur 118 740 308 1 673 773 5 530 1 075 8 015 TOTAL PROYECTOS 370 1 728 778 4 415 1 351 9 647 1 849 13 916 Tabla 2.2 Demanda en potencia (MW) y energía (GWH) de principales proyectos 2.1.2 Programa de obras de generación En la Tabla 2.3 se muestra el programa de obras de generación 2013 2016, el cual está conformado por proyectos de generación de mayor certidumbre de puesta en operación. La mayoría de estos proyectos tienen una fecha contractual de ingreso en operación comercial resultados de las subastas y licitaciones. Asimismo, se considera otros proyectos que cuentan con estudio de Pre Operatividad aprobado cuya fecha de ingreso se ha estimado en función a la información presentada en su respectivo estudio. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 45

FECHA PROYECTO MW NOTAS ene-2013 C.H. Yanapampa - ELÉCTRICA YANAPAMPA. 4,1 (1) ene-2013 Retiro de la C.T. de Emergencia en Mollendo - ELECTROPERÚ (operación comercial hasta el 31/12/2012) 60,0 (2) mar-2013 C.H. Huanza - EMPRESA DE GENERACION HUANZA 90,6 (3) abr-2013 C.H. Las Pizarras - EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE 18,0 (4) abr-2013 Reserva Fría de Generación - Planta Talara Dual D2/GasNatural - EEPSA 183,0 (5) jun-2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2 + TV (Ciclo combinado) - FENIX 534,0 (4) oct-2013 Retiro de la C.T. de Emergencia en Piura - ELECTROPERÚ (operación comercial hasta el 30/09/2013) 80,0 (6) oct-2013 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - SUR (Ilo) - ENERSUR 460,0 (4) oct-2013 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TG1- TERMOCHILCA. 197,6 (4) nov-2013 Central Eólica Cupisnique - ENERGÍA EÓLICA. 80,0 (4) nov-2013 Central Eólica Talara - ENERGÍA EÓLICA. 30,0 (4) dic-2013 C.H. Manta - PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 19,8 (4) ene-2014 Central Eólica Marcona - PARQUE EÓLICO MARCONA 32,0 (3) ene-2014 C.H Tingo - COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 8,8 (6) jun-2014 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - NORTE (Planta de Eten) 219,0 (4) jul-2014 C.H. San Marcos - HIDRANDINA 11,9 (7) jul-2014 C.H. Pelagatos - HIDROELECTRICA PELAGATOS S.AC. 20,0 (7) jul-2014 C.H. Santa Teresa - LUZ DEL SUR 98,1 (4) ago-2014 Central Biomasa La Gringa V - CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2,0 (8) oct-2014 C.H. Langui II - CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI S.A. 2,9 (7) nov-2014 C.H. Quitaracsa - ENERSUR 112,0 (4) dic-2014 C.H. Muchcapata - ANDES GENERATING CORPORATION S.A.C. 8,1 (7) dic-2014 C.H. Machupicchu II-Etapa - EGEMSA 99,9 (10) ene-2015 C.H. Carpapata III - Cemento Andino 12,8 (7) ene-2015 C.H. Cheves - SN POWER. 168,0 (3) ene-2015 C.H. Runatullo III - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20,0 (3) ene-2015 C.H. Runatullo II - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 17,6 (3) ene-2015 C.H. 8 de Agosto - ANDES GENERATING CORPORATION 19,0 (4) ene-2015 C.H. El Carmen - ANDES GENERATING CORPORATION 8,4 (4) ene-2015 Parque Eólico Tres Hermanas - CONSORCIO TRES HERMANAS 90,0 (4) ene-2015 Central Solar Moquegua FV - SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16,0 (3) ene-2015 C.H. Canchayllo - ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 3,7 (8) ene-2015 C.H. Huatziroki I - ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11,1 (8) ene-2015 C.H. RenovAndes H1 - RENOVABLES DE LOS ANDES 20,0 (3) ene-2015 C.H. Rucuy - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 20,0 (4) ene-2015 C.H. Vilcanota 2 - RENEWABLE ENERGY PERÚ S.A.C. 19,0 (7) mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Puerto Maldonado 18,0 (8) mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Pucallpa 40,0 (8) jul-2015 C.H. Angel III - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20,0 (4) jul-2015 C.H. Chaglla - EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA. 456,0 (9) jul-2015 C.H. Cola 1 - HIDROELECTRICA COLA 10,4 (7) jul-2015 C.H. Tulumayo IV - EGEJUNIN TULUMAYO IV 40,0 (7) jul-2015 C.H. Tulumayo V - EGEJUNIN TULUMAYO V 65,0 (7) jul-2015 C.H. Macon - EGEJUNIN MACON 10,0 (7) jul-2015 C.H. Chancay - SINERSA 19,2 (3) oct-2015 C.H. Zaña - ELECTRO ZAÑA 13,2 (3) ene-2016 C.H. Cerro del Águila - CERRO DEL AGUILA S.A. 525,0 (4) ene-2016 C.H. Nueva Esperanza - ANDES GENERATING CORPORATION 8,0 (4) feb-2016 C.H. La Virgen - PERUANA DE ENERGÍA 64,0 (4) mar-2016 C.H. Chancay 2 - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 40,0 (4) oct-2016 C.H. Potrero - EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 19,9 (4) oct-2016 C.H. Pucará - EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI 149,8 (10) dic-2016 C.T. Quillabamba - (4 TGs - 50 MW) - Gas Natural - ELECTROPERÚ 200,0 (10) Notas: (1): Fecha estimada, se encuentra en pruebas desde inicios de enero. (2): Según carta COES/D-654-2012 de fecha 28.12.2012 se autorizó el retiro de operación comercial desde 01.01.2013. (3): Según información de listado de Concesiones Definitivas de Generación publicado por la DGE - MINEM en noviembre de 2012. (4): Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN en setiembre de 2012. (5): Fecha de ingreso estimada considerando información enviada por la empresa en diciembre de 2012. (6): Según información enviada para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación para el año 2013 (Información de marzo y abril 2012) (7): Fecha estimada según información del Estudio de Pre Operatividad (EPO) del proyecto. (8): Según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización de OSINERGMIN, publicado en octubre - noviembre de 2012. (9): Según información enviada por la empresa en fecha: setiembre - octubre 2011. (10): Fecha de ingreso estimada. Tabla 2.3 Programa de obras de generación periodo 2013-2016 Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 46

2.1.3 Programa de obras de transmisión En la Tabla 2.4 se muestra el programa de obras de transmisión 2013 2016, el cual está conformado por proyectos de transmisión comprometidos, resultados Plan Transitorio de Transmisión, Plan de Transmisión (Primer Plan) y por proyectos de ampliación a las adendas de contratos de concesión de empresas concesionarias de transmisión. Se ha considerado también los proyectos del Plan de Inversiones de las empresas distribuidoras, que serán licitados por PROINVERSIÓN y otros que estarán a cargo del MINEM. FECHA PROYECTO EMPRESA NOTAS feb-2013 Resistencia de Neutro en el Transformador de la S.E. Chilca Nueva. REP (1) feb-2013 Nueva S.E. Zapallal 220/60kV EDELNOR (1) mar-2013 Nueva S.E. Huanza 220kV. CONENHUA (2) mar-2013 L.T. 220 kv Pomacocha - Carhuamayo de 180 MVA y SS.EE. Asociadas. CTM (3) mar-2013 Repotenciación de la L.T. 220 kv Oroya - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA. ISA-PERÚ (4) abr-2013 Reactor en Serie entre las SS.EE. Chilca Nueva y Chilca REP. REP (5) abr-2013 Nueva S.E. Ilo 3 138/220 kv de 400 MVA SOUTHERN (6) may-2013 L.T. 220 kv Piura Oeste - Talara de 180 MVA (segundo circuito) y SS.EE. Asociadas. CTM (7) jul-2013 S.E. Cajamarca Norte: Transformador de 220/60/22.9 kv de 50/40/20 MVA HIDRANDINA (8) sep-2013 Repotenciación de la LT. 220 kv Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA. REP (5) sep-2013 S.E. Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kv. REP (5) nov-2013 S.E. Puno: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 138/60/22.9 kv - 40/40/20 MVA. REP (5) dic-2013 L.T. 500 kv Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias. CTM (4) dic-2013 L.T. 500 kv Chilca - Marcona - Ocoña - Montalvo y SS.EE. Asociadas. ATS (4) ene-2014 L.T. 220 kv Tintaya - Socabaya (doble circuito) y SS.EE. Asociadas. TESUR (1) ene-2014 Repotenciación de la LT. 220 kv Ventanilla - Zapallal de 304 MVA a 540 MVA. REP (9) ene-2014 S.E. Nueva Huaral 220/60/20 kv - 50/50/20 MVA CONENHUA (10) ene-2014 S.E. Nueva Jicamarca 220 kv - 120 MVA. EDELNOR (11) ene-2014 L.T. 220 kv Carabayllo - Nueva Jicamarca (dobe circuito) EDELNOR (11) ene-2014 S.E. Paramonga Nueva 220 kv: Transformación Trifásico de 220/60/10 kv - 30 MVA. EDELNOR (11) ene-2014 S.E. Santa Rosa 220 kv: Transformador Trifasico de 220/60/10 kv - 180 MVA. EDELNOR (11) ene-2014 S.E. Los Industriales (Nueva) 220/60 kv - 180 MVA. LUZ DEL SUR (12) ene 20'14 S.E. Shahuindo 220 kv MINERA SULLIDEN (6) ene-2014 L.T. 138 kv Socabaya - Parque Industruial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones. SEAL (6) feb-2014 Nueva S.E. Pariñas 220 kv. REP (5) abr-2014 Nueva S.E. Reque 220 kv (antes llamada S.E. Chiclayo Sur) REP (5) abr-2014 LT. 220 kv San Juan - Chilca de 350 MVA (cuarto circuito). REP (9) abr-2014 S.E. Trujillo Norte: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 220/138/22.9 kv - 100/100/20 MVA. REP (5) ago-2014 Repotenciación de la LT. 138 kv Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP (9) ago-2014 S.E. Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x12.5 MVAR en la barra de 60 kv. REP (9) sep-2014 LT. 220 kv Ventanilla - Chavarria de 180 MVA (cuarto circuito). REP (9) dic-2014 L.T. 220 kv La Planicie REP - Industriales - (13) ene-2015 L.T. 220 kv Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) y SS.EE.Asociadas. CTM (1) ene-2015 S.E. Nueva Nazca 220/60 kv - 75 MVA. - (14) ene-2015 S.E. Nueva Chincha 220/60 kv - 75 MVA. - (14) ene-2015 Ampliación de la capacidad de transformación en las SS.EE. Aguaytia 220/138/22.9 kv y Pucallpa 138/60/10 kv. - (14) ene-2015 L.T. 138 kv Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y S.E. Malabrigo de 138/60 kv - (13) ene-2015 Proyecto Anillo en 138 kv Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de L.T. 138 kv. - (13) ene-2015 S.E. Orcotuna 220/60 kv, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kv. - (13) ene-2015 L.T. 220 kv Friaspata - Mollepata y S.E. Mollepata 220/66 kv - 50 MVA. - (13) ene-2015 L.T. 220 kv Industriales - Corpac - (13) ene-2015 Nueva S.E. Corpac 220 Kv - 2x50 MVA - (13) jul-2015 Nueva S.E. Lurín 220 kv - (13) ene-2016 L.T. 220 kv Moquegua - Los Héroes y Ampliación de la S.E. Los Héroes (2do circuito). - (14) ene-2016 Repotenciación de la LT. 220 kv San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A. LUZ DEL SUR (12) ene-2016 Nueva S.E. Colonial 220/60/10 kv - 2x180 MVA. EDELNOR (11) ene-2016 L.T. 220 kv Nueva Jicamarca - Colonial EDELNOR (11) may-2016 L.T. 220 kv Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba - (15) jul-2016 L.T. 220 kv Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y Subestaciones Asociadas - (15) Tabla 2.4 Programa de obras de transmisión Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 47

En la Tabla 2.5 se indican las referencias que sustentan el plan de obras de transmisión de la Tabla 2.4. Notas (1): (2): (3): (4): (5): (6): (7): (8): (9): (10): (11): (12): (13): (14): (15): Fecha de ingreso estimada. Referencia del poyecto de transmisión Fecha de ingreso según fecha de ingreso del proyecto de generación. Según información de OSINERGMIN enviada con Oficio N 9714-2012 - OS - GFE de fecha 28.12.2012. Fecha de ingreso según información del MINEM enviada con Oficio N 856-2012 -MEM/DGE de fecha 10.07.2012. Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN en setiembre de 2012. Fecha estimada. El proyecto cuenta con Estudio de Pre Operatividad aprobado. Según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización de OSINERGMIN (USPP - OSINERGMIN) publicado en noviembre de 2012. Se estima que entrará en servicio en el segundo semestre del 2013, considerando que aún no se aprueba su Estudio de Pre Operatividad. Fecha estimada puesto que a la fecha no se ha firmado el contrato para la ejecución del proyecto (Adenda de Ampliación) y de acuerdo a los plazos informados por el MINEM con Oficio N 856-2012 - MEM/DGE de fecha 12.07.2012. Fecha estimada según información de su Estudio de Pre Operatividad. Fecha estimada. Proyectos considerados en el Informe N 0279-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión - Área de Demanda 6" (Regulación para el período 2013-2017, Publicación - Julio 2012). Fecha estimada. Proyectos considerados en el Informe N 0280-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión - Área de Demanda 7" (Regulación para el período 2013-2017, Publicación - Julio 2012). Fecha de ingreso estimada. Proyectos que serán licitados por PROINVERSION, según oficio del MINEM N 1430-2012 - MEM/DGE de fecha 20.11.2012. Fecha de ingreso estimada. Proyectos a cargo del MINEM, según oficio del MINEM N 1430-2012 - MEM/DGE de fecha 20.11.2012. Fecha indicada en función a la Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la Versión del Contrato de Concesión. Tabla 2.5 Referencias del plan de obras de transmisión Es importante notar que este plan de obras de transmisión no considera los proyectos del Plan Vinculante del PT, los cuales estarían ingresando a partir del año 2017. En ese sentido, existe la posibilidad de que se presenten problemas operativos coyunturales hasta el ingreso de los proyectos mencionados. 2.2 Diagnóstico de la operación económica 2.2.1 Resultados del Caso Base De los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo 2015 2016, se resalta que no se presenta restricción del suministro de energía en el SEIN. A continuación se detalla los principales indicadores que describen el comportamiento del SEIN en el periodo de análisis. 2.2.1.1 Despacho de generación Se evalúa el despacho de generación anual que cubre la demanda del sistema, separando la generación de las centrales por tipo de fuente, es decir; hidroeléctrica, gas natural, eólica, solar, biomasa, carbón, residual y diesel. Las centrales hidroeléctricas que conforman la Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 48

generación con recursos energéticos renovables (RER) son incluidas en el grupo de tipo de fuente hidroeléctrica. Se observa que en el SEIN se requiere el despacho de centrales térmicas que utilizan combustible diesel y residual, así como la planta de carbón, que en suma constituyen el 3% y 2,5% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente. Esto se debe a la falta de mayores proyectos de generación de bajo costo operativo, así como a la congestión de la línea de interconexión Centro - Sur en 220 kv (Mantaro Cotaruse), la cual fuerza la operación de centrales térmicas de relativo alto costo operativo en la zona Sur. Asimismo, se observa que en el periodo de evaluación la generación hidroeléctrica cubre aproximadamente el 50,2% y 52,3% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente. La diferencia es cubierta en gran parte por el despacho de la generación a gas natural, la cual representa aproximadamente el 44,4% y 43,1% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente. En el 2016 el despacho de generación en base a gas natural se incrementa significativamente con respecto al 2015 (incremento de 2 077 GWh) debido a que se considera la ampliación del ducto de Camisea en el año 2016. En la Tabla 2.6 se muestra los resultados de despacho de generación para el Caso Base, en la cual se muestra la cobertura de la demanda anual del SEIN según el tipo de fuente. Tabla 2.6 Despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base. En la Tabla 2.6 se observa que la energía anual producida por los proyectos RER es de aproximadamente 1 285 GWh, sin considerar los proyectos hidroeléctricos que forman parte de los proyectos RER, los cuales se agruparon dentro del rubro de centrales hidroeléctricas. En la Figura 2.1 se muestra la evolución mensual del despacho de generación por tipo de fuente. Tipo de 2015 2016 Fuente GWh % GWh % Hidraulica 26 717 50,2% 31 210 52,3% Gas Natural 23 632 44,4% 25 709 43,1% Carbón 628 1,2% 829 1,4% Biomasa 42 0,1% 42 0,1% Eolica 986 1,9% 988 1,7% Solar 256 0,5% 257 0,4% Residual 270 0,5% 231 0,4% Diesel 692 1,3% 447 0,7% Total 53 223 100% 59 713 100% Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 49

Energía (%) Energía (GWH) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2015 2016 Biomasa Eolica Solar Hidro Gas Carbón Residual Diesel Figura 2.1 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base. En la Figura 2.1 se aprecia que entre los meses de estiaje (mayo octubre) se produce un mayor despacho de generación de las centrales térmicas que utilizan combustible diesel, residual y carbón, ello debido a la reducción de la generación hidroeléctrica. En la Figura 2.2 se observa el porcentaje de cobertura de la demanda por tipo de fuente, apreciándose que en el año 2016 existe una menor participación de la generación a base de combustible líquidos y de carbón en comparación con el año 2015, debido al incremento de la capacidad de transporte de gas natural de Camisea lo cual incrementa el despacho de las centrales térmicas de ciclo combinado y de ciclo simple en el área de Chilca. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2015 2016 Biomasa Eolica Solar Hidro Gas Carbón Residual Diesel Figura 2.2 Cobertura de la demanda por tipo de fuente, Caso Base. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 50

2.2.1.2 Consumo de gas natural de Camisea Se evalúa el consumo de gas natural de Camisea considerando las premisas correspondientes. Los resultados se analizan sobre el consumo de las centrales agrupadas por tipo de tecnología, es decir, centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto. De los resultados de consumo de gas natural de Camisea por las centrales térmicas ubicadas en el área de Lima e Ica, se destaca que estos consideran la restricción de transporte de gas en el ducto de Camisea hasta el año 2015, y que a partir del año 2016 dicha restricción se elimina como consecuencia de la ampliación del ducto. En la Tabla 2.7 se muestra el consumo de gas natural de Camisea de las centrales térmicas en el área de Lima e Ica. MMPCD 2015 2016 Máximo 421 508 Mínimo 367 353 Promedio 398 444 Tabla 2.7 Despacho promedio anual de gas de Camisea en MMPCD, Caso Base. Se observa que en el año 2015 el consumo promedio es de 398 MMPCD, el cual se incrementa a 444 MMPCD en el año 2016. Asimismo, en el año 2015 se presenta un consumo máximo de 421 MMPCD incrementándose a 508 MMPCD en el año 2016. La Figura 2.3 muestra la evolución mensual del consumo de gas natural de Camisea, se aprecia la variación estacional característica entre la época de avenida y estiaje. Se observa un mayor consumo de gas natural en estiaje debido a la reducción en la producción de las centrales hidroeléctricas. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 51

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MMPCD Figura 2.3 Consumo de gas de Camisea por centrales de generación en Lima e Ica, Caso Base. En la Figura 2.4 se muestra el consumo de gas natural de Camisea separado por el consumo de centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto del área de Lima e Ica. 600 500 400 300 200 100 0 Ciclo Combinado Ciclo Abierto Figura 2.4 Consumo de gas de Camisea según tecnología de generación en el área de Lima e Ica, Caso Base. Se observa que las centrales de ciclo combinado tienen un consumo aproximadamente constante durante el año, como consecuencia de tener costos operativos relativamente bajos, lo que le permite un despacho permanente en el sistema. Las unidades de ciclo abierto Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 52

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW presentan una mayor variación en el despacho, reduciendo su consumo en avenida con respecto al estiaje. 2.2.1.3 Potencias promedios en líneas de transmisión Se analiza los intercambios de flujo de potencia promedio entre las zonas del SEIN en el bloque de máxima demanda del sistema (19 horas); es decir los intercambios entre la zona Centro Norte y Centro Sur, para el cual se suman las contribuciones de los flujos por las diferentes líneas que interconectan las zonas mencionadas (líneas en 220 kv y 500 kv). Para el caso del área de Lima y zona Centro, se monitorean los flujos promedios por las principales líneas de transmisión de 220 kv. Zona Norte En la zona Norte no se observa congestión en las líneas de transmisión, asimismo cabe resaltar que las líneas de 220 kv que van desde Chimbote hasta Talara presentan una carga reducida, debido a que todo el enlace de la costa de 220 kv tiene doble circuito, así como a la presencia del refuerzo en 500 kv Chimbote Trujillo La Niña, la cual descarga en gran medida el enlace de 220 kv de la costa. Asimismo, se observa que el flujo promedio total de las líneas que interconectan la zona Centro con la zona Norte no sobrepasa los 500 MW en el periodo de evaluación, tal como se aprecia en la Figura 2.5. 1400 Flujo total Interconexión Centro - Norte 1200 1000 800 600 400 200 0 Flujo total Interconexión Centro - Norte Figura 2.5 Flujo de potencia promedio en la interconexión Centro Norte, Caso Base. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 53

En el año 2015 se observan flujos de la zona Centro hacia la zona Norte por debajo de 100 MW, como consecuencia del despacho de la reserva fría de la zona Norte debido a la falta de generación eficiente en el SEIN. Con el incremento de la generación de las centrales que utilizan gas de Camisea en el año 2016 no se requiere del despacho de dichas reservas fría y por tanto se incrementa el flujo de potencia hacia la zona Norte hasta un máximo de 450 MW. Zona Centro De los resultados se observa que las líneas de transmisión de la zona Centro operan por debajo de su capacidad de transporte (no se presenta congestión), con excepción de la L.T. Paragsha Vizcarra de 220 kv. En la Figura 2.6 se muestra el flujo promedio de potencia en la línea mencionada, observándose que hasta el primer semestre del año 2015, ésta línea presenta un flujo de potencia por debajo de su límite de transporte (menor al 50%). Con el ingreso de la C.H. Chaglla a mediados del año 2015 esta línea incrementa su carga tal como se muestra en la Figura 2.6. En el año 2016, se observa un incremento adicional de carga en la L.T. Paragsha Vizcarra de 220 kv la cual supera la capacidad de transporte. Esto se debe al incremento de demanda en Antamina, la cual se incrementaría de 145 MW en el 2015 a 208 MW en el 2016. Figura 2.6 Flujo promedio de potencia en la L.T. Paragsha Vizcarra de 220 kv, Caso Base. Asimismo, para el periodo de evaluación en el área de Lima; las LL.TT. Chilca San Juan, Ventanilla Chavarría y Zapallal Ventanilla de 220 kv se consideran reforzadas, las dos primeras con un cuarto circuito y la última con una repotenciación. Tal como se aprecia en la Figura 2.7, las líneas en mención presentan cargas por debajo de su límite de transporte. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 54

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW 1500 1000 500 0-500 -1000 L.T. Chilca - San Juan de 220 kv L.T. Ventanilla - Chavarria de 220 kv Límite L.T. Ventanilla - Chavarria de 220 kv L.T. Ventanilla - Zapallal de 220 kv Límite L.T. Chilca - San Juan de 220 kv Límite L.T. Ventanilla - Zapallal de 220 kv Figura 2.7 Flujo promedio de potencia en principales líneas de 220 kv del área de Lima, Caso Base. En la Figura 2.8 se muestra el flujo promedio de potencia en las principales líneas de 220 kv que inyectan energía desde el Mantaro al área de Lima (LL.TT. Pachachaca Callahuanca, Pomacocha San Juan y Huanza Carabayllo de 220 kv). En el año 2016 se aprecia un incremento en el flujo de potencia en estas líneas con respecto al año 2015, debido al incremento de la demanda en el área de Lima y al incremento de generación en el área de Mantaro con el ingreso en operación de la C.H. Cerro del Águila. Tal como se aprecia en la Figura 2.8, el incremento de carga en las líneas mencionadas se presenta en mayor medida a finales del año 2016; periodo en el cual la carga máxima alcanza el 100%, 92% y 80% en las LL.TT. Pachachaca Callahuanca (congestionada), Huanza Carabayllo y Pomacocha San Juan de 220 kv, respectivamente. Lo cual se debe en parte al incremento de la generación en la zona Centro, al cambio de estacionalidad de estiaje a avenida y al efecto de la máxima demanda (diciembre). Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 55

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW 350 300 250 200 150 100 50 0 L.T. Pachachaca - Callahuanca de 220 kv L.T. Pomacocha - San Juan de 220 kv L.T. Huanza - Carabayllo de 220 kv Figura 2.8 Flujo promedio en líneas que inyectan energía desde Centro hacia Lima, Caso Base. Zona Sur Las líneas de transmisión de la zona Sur no presentan congestión en el periodo de evaluación, a excepción de la L.T. Mantaro Cotaruse de 220 kv. Esta línea que interconecta la zona Centro con la zona Sur, no presenta congestión en el año 2015 como consecuencia de la operación de la planta de reserva fría de Ilo, sin embargo, el porcentaje de carga se incrementa a 100% (congestión) en el año 2016 debido a mayor demanda en la zona Sur, donde se requiere del despacho de la reserva fría de Ilo en el bloque de punta. En la L.T. Cotaruse Socabaya de 220 kv no se presenta congestión en todo el periodo de evaluación, sin embargo presenta una carga máxima de 92% en avenida del año 2016. Asimismo, se observa que en el año 2015 las LL.TT. Chilca Marcona y Marcona Ocoña de 500 kv presentan cargas máximas que no superan su límite de transporte. En el año 2016 con el incremento de carga en la zona Sur estas líneas incrementan su carga; principalmente la L.T. Chilca Marcona de 500 kv en la cual el porcentaje de carga se aproxima al límite de transporte. En la Figura 2.9 se muestra el flujo total acumulado de las líneas que interconectan la zona Centro con la zona Sur, observándose un aporte máximo de la zona Centro hacia el Sur del orden de 800 MW y 1100 MW en los años 2015 y 2016, respectivamente, lo que indica la falta de nuevos proyectos de generación eficiente en la zona Sur. El incremento significativo Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 56

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW del flujo total de potencia hacia la zona Sur en el año 2016 se debe al incremento de demanda en dicha zona, el cual es de aproximadamente 300 MW en proyectos de demanda. 1400 Flujo total Interconexión Centro - Sur 1200 1000 800 600 400 200 0 Flujo total Interconexión Centro - Sur Figura 2.9 Flujo promedio total de la interconexión Centro Sur, Caso Base. 2.2.1.4 Reserva operativa de generación La reserva operativa de generación del SEIN se evalúa en la hora punta del sistema, considerando la potencia disponible de las centrales térmicas y la potencia despachada por las centrales hidroeléctricas, resultado de la simulación de la operación económica del sistema. Para la evaluación de este indicador se considera que el mes representativo de la época de avenida (diciembre mayo) es marzo, el mes representativo de la época de estiaje (junio noviembre) es agosto, asimismo, se considera la evaluación en la máxima demanda anual (diciembre). A continuación se presenta los resultados de reserva operativa de generación en el SEIN. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 57

Figura 2.10 Reserva operativa de generación en el SEIN, periodo 2015 2016, Caso Base. En la Figura 2.10 se muestra la evolución de la reserva operativa de generación en el SEIN. Se aprecia que pese al incremento de la demanda, la reserva operativa de generación en el estiaje del 2016 se mantiene en el orden de 9%, valor observado también en el estiaje del 2015. En el año 2015, tal como se aprecia en la Figura 2.11, se presenta el aporte de generación por el ingreso al sistema de la CH. Chaglla así como otras centrales hidroeléctricas pequeñas; las cuales en su mayoría se ubican en la zona Centro. Asimismo, en el año 2016 se presenta el aporte de generación por el ingreso al sistema de la C.H. Cerro del Águila y por el incremento en la generación de las centrales que consumen gas de Camisea debido a la mayor disponibilidad de este combustible. Cabe resaltar que a pesar del incremento de generación a principios del año 2016 con el ingreso de la C.H. Cerro del Águila, tal como se muestra en la Figura 2.11, en el estiaje del 2016 esta generación no puede aportar el 100% de su potencia debido a la congestión en la L.T. Mantaro Cotaruse de 220 kv. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 58

ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW 4000 PERIODO 2015-2016 3500 3000 2500 C.H. Pucara (150 MW - oct2016) y C.T. Quillabamba (200 MW - dic2016) 2000 1500 1000 500 C.H. Cheves (168 MW) y pequeñas CC.HH. (152 MW) C.H. Chaglla (456 MW) y pequeñas CC.HH. (165 MW) C.H. Cerro del Aguila (525 MW) 0 Ingreso de generación (MW) Potencia Instalada Acumulada (MW) sin considerar centrales eólicas y solares Figura 2.11 Importantes proyectos de generación en el periodo 2015 2016, Caso Base. Es importante resaltar que esta condición de reserva operativa en el SEIN prevista para el estiaje del año 2016, considera el mayor aporte de las centrales térmicas que utilizan gas natural de Camisea, las cuales pueden despachar su potencia firme sin la limitación de gas natural que había hasta el año 2015. En caso no se realizara la ampliación del ducto de Camisea, la situación sería más desfavorable. La reserva operativa del SEIN en la máxima demanda de los años 2015 y 2016, presenta valores de 12% y 15%, respectivamente. En el año 2016 la reserva operativa en el SEIN se ve incrementada debido al ingreso de la C.H. Pucará y de la C.T. Quillabamba. Cabe resaltar que con el ingreso de la C.H. Pucará la situación en la zona Sur mejora como consecuencia del afianzamiento hídrico de la cuenca en la que se encuentra, lo que permite mayor disponibilidad hidrológica en el periodo de estiaje a las CC.HH. Machupicchu y Santa Teresa, las cuales están en la misma cuenca hidrográfica. 2.2.2 Resultados de la sensibilidad Retraso de 1000 MW En el presente caso se analiza los resultados obtenidos al retrasar en un año el ingreso en operación de los proyectos C.H. Chaglla (456 MW) y C.H. Cerro del Águila (525 MW), los cuales están ubicados en la zona Centro y tienen fechas previstas de ingreso en julio de 2015 y enero de 2016, respectivamente. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 59

Los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo 2015 2016, indican que no se presenta restricción del suministro de energía en SEIN. A continuación se detalla los principales indicadores que describen el comportamiento del SEIN en el periodo de análisis: 2.2.2.1 Despacho de generación Tal como se aprecia en la Tabla 2.8, se observa que en el SEIN se requiere el despacho de centrales térmicas que utilizan combustible líquidos (diesel y residual), así como la planta de carbón, que en suma constituyen el 4,4% y 3,6% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente. Con respecto al Caso Base, esto representa un incremento de aproximadamente 765 GWh y 663 GWh en el 2015 y 2016, respectivamente, generados con combustible líquidos y carbón. Asimismo, se observa que en el periodo de evaluación la generación hidroeléctrica disminuye su participación en el despacho, llegando a representar el 48% y 47% de la generación total del SEIN, en los años 2015 y 2016, respectivamente. Mientras que el despacho de generación a base de gas natural, se incrementa respecto al Caso Base y representa aproximadamente el 45% y 47% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente. Tabla 2.8 Despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad Retraso de 1000 MW. Con respecto a la energía anual producida por los proyectos RER (eólico, solar y Biomasa) ésta es la misma que la producida en el Caso Base, debido a que han sido modeladas con potencia media y costo cero. Tipo de 2015 2016 Fuente GWh % GWh % Hidraulica 25 571 48,1% 28 203 47,2% Gas Natural 24 003 45,1% 28 055 47,0% Carbón 715 1,3% 703 1,2% Biomasa 42 0,1% 42 0,1% Eolica 986 1,9% 988 1,7% Solar 256 0,5% 257 0,4% Residual 354 0,7% 401 0,7% Diesel 1 285 2,4% 1 066 1,8% Total 53 214 100% 59 715 100% Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 60

Energía (GWH) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2015 2016 Biomasa Eolica Solar Hidro Gas Carbón Residual Diesel Figura 2.12 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad Retraso de 1000 MW. En la Figura 2.12 se muestra la evolución del despacho de generación por tipo de fuente en el periodo de evaluación, apreciándose que la generación con combustibles líquidos (diesel y residual) se incrementa significativamente. De las Tablas 3.6 y 3.8 se observa que este incremento con respecto al Caso Base representa aproximadamente 70% en el año 2015 y 116% en el año 2016. En la Figura 2.13 se observa el porcentaje de cobertura de la demanda por tipo de fuente. Se aprecia que la generación hidroeléctrica en el año 2015 se reduce en 1 145 GWh, lo cual representa el 4,3% de la generación hidroeléctrica producida en el Caso Base. Esta diferencia es asumida en mayor proporción por el incremento de la generación con combustible residual y diesel, debido a la limitación de transporte de gas natural de Camisea. En el año 2016 la reducción de la generación hidroeléctrica es de aproximadamente de 3 000 GWh, lo cual representa el 9,6% de la generación hidroeléctrica del Caso Base en ese mismo año. Esta reducción es asumida en mayor porcentaje (78%) por el incremento de la generación con gas natural, debido a la mayor disponibilidad de gas de Camisea, y en menor porcentaje (22%) por el incremento de la generación con combustible diesel; debido al despacho de centrales térmicas de reserva fría; el cual se incrementa con respecto al Caso Base. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 61

Energía (%) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2015 2016 Biomasa Eolica Solar Hidro Gas Carbón Residual Diesel Figura 2.13 Cobertura de la demanda por tipo de fuente, sensibilidad Retraso de 1000 MW. 2.2.2.2 Consumo de gas natural de Camisea En la Tabla 2.9 se muestran los resultados obtenidos de consumo de gas natural de Camisea por las centrales térmicas ubicadas en el área de Lima e Ica. De los resultados se destaca que en el año 2015 el consumo promedio de gas natural de Camisea casi no presenta variación con respecto al Caso Base, mientras que en el año 2016 se presenta un incremento de 40 MMPCD en el consumo promedio y un incremento de 97 MMPCD en el consumo mínimo con respecto al Caso Base. MMPCD 2015 2016 Máximo 421 508 Mínimo 367 450 Promedio 403 484 Tabla 2.9 Despacho promedio anual de gas de Camisea en MMPCD, sensibilidad Retraso de 1000 MW. En la Figura 2.14, se muestra la evolución del consumo de gas natural de Camisea por las centrales térmicas en el área de Lima e Ica. Con respecto al Caso Base, se aprecia un incremento en el consumo de gas natural de Camisea en la época de avenida del año 2016. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 62

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MMPCD Figura 2.14 Consumo de gas de Camisea por centrales de generación en Lima e Ica, sensibilidad Retraso de 1000 MW. Para el presente Caso de Sensibilidad, en la Figura 2.15 se muestra el consumo de gas natural de Camisea separado por el consumo de centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto en el área de Lima e Ica. Con respecto al Caso Base se aprecia que en el año 2016 el consumo de gas natural por las centrales de ciclo combinado es constante en dicho año, sin embargo el incremento en el consumo de gas natural por las centrales de ciclo abierto se produce mayormente en la época de avenida del 2016. 600 500 400 300 200 100 0 Ciclo Combinado Ciclo Abierto Figura 2.15 Consumo de gas de Camisea según tecnología en el área de Lima e Ica, sensibilidad Retraso de 1000 MW. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 63

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW 2.2.2.3 Potencias promedios en líneas de transmisión Zona Norte En el presente caso no se presenta congestión en las líneas de transmisión de la zona Norte. Asimismo, se presenta una reducción en el flujo de potencia total enviado desde la zona Centro, tal como se muestra en la Figura 2.16, debido al incremento en el despacho de las centrales térmicas ubicadas en la zona Norte (plantas de reserva fría). 1400 Flujo total Interconexión Centro - Norte 1200 1000 800 600 400 200 0 Flujo total Interconexión Centro - Norte Figura 2.16 Flujo promedio total en la interconexión Centro Norte, sensibilidad Retraso de 1000 MW. Zona Centro Tal como se aprecia en la Figura 3.17, el retraso de los proyectos hidroeléctricos en la zona Centro (CC.HH. Chaglla y Cerro del Águila) trae como consecuencia que el flujo promedio de potencia en la L.T. Paragsha Vizcarra de 220 kv no supere la capacidad de transporte en el periodo de evaluación, lo cual si ocurriría en el Caso Base. Pero la situación de congestión es evidente a finales del año 2016 cuando se incrementa la generación en esta zona. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 64

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 MW Figura 2.17 Flujo promedio en la línea Paragsha Vizcarra de 220 kv, sensibilidad Retraso de 1000 MW. Zona Sur En la Figura 2.18 se muestra el flujo promedio de potencia total enviado desde la zona Centro hacia la zona Sur, el cual resulta de sumar los flujos de potencia en la L.T. Mantaro Cotaruse de 220 kv y en la L.T. Marcona Ocoña de 500 kv. 1 400 Flujo total Interconexión Centro - Sur 1 200 1 000 800 600 400 200 000 Flujo total Interconexión Centro - Sur Figura 2.18 Flujo promedio total de la interconexión Centro Sur, sensibilidad Retraso de 1000 MW. Se observa que el flujo de potencia total enviado hacia la zona Sur se mantiene por debajo de 800 MW en el año 2015, mientras que en el año 2016 el flujo total no supera los 1000 Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 65

MW. En comparación con el Caso Base se presenta una reducción en el periodo comprendido entre el estiaje de 2015 y la avenida de 2016, debido a la reducción de la generación en la zona Centro y al incremento en el despacho de las centrales térmicas en la zona Sur, que incluye la generación de la reserva fría de Ilo en el bloque de punta. 2.2.2.4 Reserva operativa de generación En la Figura 2.19 se muestran los resultados de reserva operativa de generación en el SEIN. Se observa que a partir del estiaje del año 2015 la reserva operativa disminuye considerablemente desde un 9% presentado en el Caso Base hasta un valor de 3% en el presente Caso de Sensibilidad. En el estiaje del 2016 se presenta una situación similar la reserva operativa de generación disminuye desde un 9% a un 5% en el presente caso. Cabe resaltar que esta situación de reserva operativa se agravaría en el 2016 si en ese año no se contara con la ampliación del gasoducto de Camisea. Figura 2.19 Reserva operativa de generación en el SEIN, periodo 2015 2016, sensibilidad Retraso 2.3 Diagnóstico operativo de 1000 MW. 2.3.1 Alcances Las simulaciones realizadas abarcan desde el análisis de estado estacionario, flujo de potencia en condiciones normales y en contingencias, cortocircuito, estabilidad de tensión (factores de sensibilidad de la tensión y curva P-V); como también el análisis en estado Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 66

transitorio de gran perturbación y de pequeña perturbación. Las simulaciones están basadas en los criterios y metodologías descritas en el numeral 2.6. 2.3.2 Operación en estado estacionario en condiciones normales Se evalúa la operación del sistema tanto para el periodo de avenida y estiaje, para las condiciones de demanda máxima, media y mínima, así como para la condición de máxima demanda del sistema (diciembre). En las figuras siguientes se muestran los resultados de las simulaciones, en cuanto a tensiones de barras y flujos en líneas de transmisión, los cuales se consideran de mayor relevancia para el análisis. Los resultados corresponden a las barras y las líneas más representativas del SEIN. Adicionalmente, en el anexo F se muestran los resultados de la operación de los SVC del SEIN, flujos y tensiones en 138 kv. 2.3.2.1 Condiciones normales 2015 Las tensiones en barras en 500 kv y 220 kv son mostrados en las siguientes figuras: 1,15 P.U.Operativo TENSIONES DE 500 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 1,1 OPERACIÓN EN EMERGENCIA 1,05 OPERACIÓN NORMAL 1 0,95 0,9 OPERACIÓN NORMAL OPERACIÓN EN EMERGENCIA 0,85 La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Chilca Nueva Marcona Ocoña Montalvo maxima media minima 1,10 p.u. Figura 2.20 Tensiones en barras de 500 kv. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 67

P.U.Operativo 1,15 TENSIONES DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 1,1 OPERACIÓN EN EMERGENCIA 1,05 OPERACIÓN NORMAL 1 0,95 OPERACIÓN NORMAL 0,9 OPERACIÓN EN EMERGENCIA 0,85 Zorritos Talara Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe LaNiña Trujillo Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan maxima media minima 1,10 p.u. 1,05 p.u. 1,00 p.u. 0,95 p.u. 0,90 p.u. Figura 2.21 Tensiones en barras de 220 kv, Centro y Norte. P.U.Operativo 1,15 TENSIONES DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 1,1 1,05 1 0,95 0,9 0,85 Chilca RepIndependencia Marcona Mantaro Cotaruse Huayucachi Tingo Maria Paragsha Oroya NuevaPachachaca Montalvo Puno Socabaya Los Heroes maxima media minima 1,10 p.u. 1,05 p.u. 1,00 p.u. 0,95 p.u. 0,90 p.u. Figura 2.22 Tensiones en barras de 220 kv, Centro y Sur. La carga porcentual de los flujos de potencia por las líneas de 500 kv y 220 kv son mostrados en las siguientes figuras. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 68

% FLUJOS EN LÍNEAS DE 500 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 140 120 Sobrecarga del 20% 100 Capacidad Nominal 80 60 40 20 0 Carabayllo- Chimbote Chimbote-Trujillo Trujillo-LaNiña Chilca-Carabayllo Chilca-Marcona Marcona-Ocoña Ocoña-SanCamilo SanCamilo- Montalvo maxima media minima 120% 100% Figura 2.23 Carga en líneas de 500 kv. % 140 FLUJOS EN LÍNEAS DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 120 100 80 60 40 20 0 Talara-Piura La Niña- PiuraSur La Niña- Chiclayo Chiclayo- Carhuaquero Trujillo- Guadalupe Trujillo- Cajamarca Guadalupe- Chiclayo Cajamarca- Carhuaquero Chimbote- Trujillo Paramonga- Chimbote Paramonga- Conococha Paramonga- Huacho Huacho- Zapallal maxima media minima Figura 2.24 Carga en líneas de 220 kv, Norte. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 69

% 140 FLUJOS EN LÍNEAS DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 120 Sobrecarga del 20% 100 Capacidad Nominal 80 60 40 20 0 Carabayllo- Zapallal Zapallal- Ventanilla Ventanilla- Chavarria Cajamarquilla- Chavarria Santa Rosa- Chavarria San Juan- Santa Rosa Pomacocha- Carhuamayo San Juan- Chilca maxima media minima Chilca-Planicie Independencia- Ica Friaspata- Mollepata Conococha- Kiman Ayllu Kiman- Shahuindo Figura 2.25 Carga en líneas de 220 kv, Centro y Norte. % 140 FLUJOS EN LÍNEAS DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 120 Sobrecarga del 20% 100 Capacidad Nominal 80 60 40 20 0 Paragsha- Conococha Tingo María- Vizcarra Mantaro- Independencia Paragsha- Vizcarra Carhuam- Paragsha Carhuam- Oroya N Oroya N- Pachachaca Pachachaca- Pomacocha Mantaro Pachachaca Mantaro- Pomacocha Huancavel- Mantaro Pomacocha- San Juan Suriray- Quencoro Quencoro- Onocora maxima media minima Figura 2.26 Carga en líneas de 220 kv, Centro y Sur 1. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 70

CAPACITIVO INDUCTIVO % 140 FLUJOS EN LÍNEAS DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2015 120 Sobrecarga del 20% 100 Capacidad Nominal 80 60 40 20 0 Onocora- Tintaya Mantaro- Cotaruse Cotaruse- Socabaya Montalvo- Socabaya Montalvo-Los Héroes Suriray- Cotaruse Tintaya- Socabaya Socabaya- Moquegua maxima media minima Montalvo Puno 138 Tintaya- Ayaviri 138 Azangaro- Juliaca 138 Juliaca- Puno Figura 2.27 Carga en líneas de 220 kv y 138 kv, Centro y Sur 2. El estado de la operación de los SVC del SEIN se muestran en la siguiente figura: MVAR 150 100 OPERACIÓN DE LOS SVC CONDICIONES NORMALES 2015 50 0-50 -100-150 -200-250 -300-350 Chiclayo Cajamarca Trujillo Vizcarra Balnearios Chavarria Socabaya Tintaya Tintaya- Antapacay maxima media minima Figura 2.28 Operación de los SVC. De los resultados obtenidos se indica, para el 2015 que: Las tensiones en 500 kv son aceptables debido a que operan dentro del rango permitido de acuerdo a los criterios, con un máximo valor de 527 kv en la S.E La Niña, la cual ocurre en la mínima demanda. Las tensiones en 220 kv del SEIN operan dentro del rango aceptado en los criterios, a excepción de la subestación Puno que opera con tensiones en el límite inferior de 0,95 p.u. en los casos de máxima demanda. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 71

Las líneas de 500 kv de la troncal del Norte operan entre el 53% (L.T. Chimbote Trujillo 550 kv) y el 65% (L.T. Carabayllo Chimbote 500 kv) de la capacidad nominal y las líneas de la troncal del Sur entre el 60% (L.T. San Camilo Montalvo 500 kv) y el 96% (L.T. Chilca Marcona 500 kv, sobre 700 MW). Las líneas de 220 kv operan por debajo de su capacidad nominal. La línea en 220 kv Mantaro Cotaruse opera congestionada, y para su control se requiere del despacho de la reserva fría de Ilo. Para el 2015, los equipos estáticos de compensación reactiva que operan predominantemente en sus límites reactivos son: Cajamarca (inductivo), Trujillo (inductivo), Tintaya (capacitivo) y Tintaya Antapacay (capacitivo). 2.3.2.2 Condiciones normales 2016 Las tensiones en barras en 500 kv y 220 kv son mostrados en las siguientes figuras: 1,15 P.U.Operativo TENSIONES DE 500 kv EN CONDICIONES NORMALES 2016 1,1 OPERACIÓN EN EMERGENCIA 1,05 OPERACIÓN NORMAL 1 0,95 0,9 OPERACIÓN NORMAL OPERACIÓN EN EMERGENCIA 0,85 La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Chilca Nueva Marcona Ocoña Montalvo maxima media minima 1,10 p.u. Figura 2.29 Tensiones en barras de 500 kv. Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 72

P.U.Operativo 1,15 TENSIONES DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2016 1,1 OPERACIÓN EN EMERGENCIA 1,05 OPERACIÓN NORMAL 1 0,95 OPERACIÓN NORMAL 0,9 OPERACIÓN EN EMERGENCIA 0,85 Zorritos Talara Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe LaNiña Trujillo Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan maxima media minima 1,10 p.u. 1,05 p.u. 1,00 p.u. 0,95 p.u. 0,90 p.u. Figura 2.30 Tensiones en barras de 220 kv, Centro y Norte. P.U.Operativo 1,15 TENSIONES DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES 2016 1,1 1,05 1 0,95 0,9 0,85 Chilca RepIndependencia Marcona Mantaro Cotaruse Huayucachi Tingo Maria Paragsha Oroya NuevaPachachaca Montalvo Puno Socabaya Los Heroes maxima media minima 1,10 p.u. 1,05 p.u. 1,00 p.u. 0,95 p.u. 0,90 p.u. Figura 2.31 Tensiones en barras de 220 kv, Centro y Sur. La carga porcentual de los flujos de potencia por las líneas de 500 kv y 220 kv son mostrados en las siguientes figuras: Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 73