area 5-7

8/18/2019 Area 5-7

1/51

División Generación y Transmisión25 de Abril de 2012

Audiencia PúblicaExposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos

Plan de Inversiones enTransmisión 2013-2017

Prepublicación

AREAS DE DEMANDA 5, 6 y 7

8/18/2019 Area 5-7

2/51

Brasil

B

o

l

i

v

i

a

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHO APURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACAS

TALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA C

AJ

AM

AR C

A

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARR

A

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

1

Áreas de Demanda

2

3

5

4

14

6

7

8

9

12

10

13

11

2

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3/51

AREA DE DEMANDA 6

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4/51

Ubicación del áreade demanda

El Área de Demanda 6 estáconformada por los sistemas

eléctricos:• Huarmey• Paramonga• Andahuasi

• Huacho• Sayán-Humaya• Huaral-Chancay• Lima Norte

• Supe-Barranca• Pativilca.

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5/51

Propuesta Final de las

Empresas

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6/51

0

2 000 000

4 000 000

6 000 000

8 000 000

10 000 000

12 000 000

14 000 000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

E n e r g í a ( M W h )

Año

Energía

PROPUESTA FINAL EDELNOR - ÁREA DE DEMANDA 6

Proyecci ón d e la Demanda (MWh)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2010 0,00 326 838,39 6 471 297,35 6 798 136

2011 0,00 357 498,39 6 804 666,86 7 162 165

2012 0,00 400 514,93 7 426 959,98 7 827 475

2013 0,00 745 349,67 7 794 313,57 8 539 6632014 0,00 895 971,30 8 213 145,38 9 109 117

2015 0,00 897 432,94 8 662 366,39 9 559 799

2016 0,00 935 772,94 9 070 347,90 10 006 121

2017 0,00 935 772,94 9 479 549,55 10 415 322

2018 0,00 935 772,94 9 891 461,92 10 827 235

2019 0,00 935 772,94 10 303 546,09 11 239 319

2020 0,00 935 772,94 10 715 779,09 11 651 5522021 0,00 935 772,94 11 128 134,90 12 063 908

2022 0,00 935 772,94 11 536 573,74 12 472 347

(1) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 5,2%.

Proyección de la Demanda

8/18/2019 Area 5-7

7/51

Principales Proyectos

• Líneas en 220 kV: Carabayllo – Nueva Jicamarca, NuevaJicamarca – Colonial, con un costo de 27 Millones de US$.

• Líneas 60 kV: Pershing – Barsi, Zapallal REP – PuentePiedra, Zapallal REP - Comas, Colonial 220 – Mirones,

Filadelfia – Tomas Valle, Pershing – Pando, Filadelfia – Chavarría, con un costo de 48,4 Millones de US$

• Subestaciones en 220 kV: Colonial, Jicamarca y Rio Seco,con un costo de 37,2 Millones de US$.

• Subestaciones en 60 kV: Chancay, Colonial, Comas,Filadelfia y Huandoy, con un costo de 19,8 Millones de US$.

8/18/2019 Area 5-7

8/51

Plan de Inversiones

Propuesta Final deEmpresas

Proponentes/titulares Inversión

(US$)

Longitud

(km)

Potencia de

Transformación

(MVA)

Cantidad

De

Elementos

CONENHUA 18 940 005 22,0 120 19

AT

Celda 1 379 943 7

Línea 2 526 637 17,6 4

MAT

Celda 5 261 005 3

Línea 963 316 4,4 1

MT

Celda 118

090 3MAT/AT

Transformador 8 691 015 120 1

EDELNOR 193 468 653 142,6 1 415 347

CONENHUA 1 402 957 9,5 1

AT

Línea 1 402 957 9,5 1

EDELNOR 192 065 696 133,1 1 415 346

AT

Celda 13 784 325 64

Celda_Rev 699 367 8

Línea 71 964 111 100,1 34

MAT

Celda 18 749 507 22

Celda_Rev 766 702 6

Línea 27 798 502 33,0 4

MT

Celda 8 015 286 183

MAT/AT


AT/MT


Total general 212 408 657 164,6 1 535 366

8/18/2019 Area 5-7

9/51

8/18/2019 Area 5-7

10/51

Proyección de la Demanda• Para la determinación de la proyección global de energía del Área

de Demanda 6 se ha tomado en cuenta la información presentadapor EDELNOR.• La PROPUESTA FINAL de EDELNOR recoge las observaciones de

OSINERGMIN, en el sentido que corrige la información histórica yemplea un modelo mixto (tendencias y econométrico) para laestimación futura de la demanda de energía.

• Respecto a la distribución ESPACIAL de la demanda de potencia secorrigieron los valores en 7 barras: – Barra ANDA23 fue omitida por EDELNOR. – Barras HUARM 10 y HUARM 23 : se modificaron conforme a la

información presentada por HIDRANDINA. – Barras 60A (Oquendo), 9OCT66 (Puerto Antamina), P_EXIST

(Paramonga Existente) y Huaral (60): se modificaron teniendo en cuentalos perfiles de demanda del año 2010 de los clientes libres,correspondientes a los registros cada 15 minutos.

8/18/2019 Area 5-7

11/51

Resultados de la Proyección de Demandadel área 6

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 6Proyección d e la Demanda (MWh)


2010 0,00 326 838,39 6 471 297,35 6 798 135.74

2011 0,00 357 498,39 6 804 666,86 7 162 165.25

2012 0,00 400 514,93 7 426 959,98 7 827 474.91

2013 0,00 745 349,67 7 794 313,57 8 539 663.242014 0,00 895 971,30 8 213 145,38 9 109 116.68

2015 0,00 897 432,94 8 662 366,39 9 559 799.33

2016 0,00 935 772,94 9 070 347,90 10 006 120.83

2017 0,00 935 772,94 9 479 549,55 10 415 322.49

2018 0,00 935 772,94 9 891 461,92 10 827 234.86

2019 0,00 935 772,94 10 303 546,09 11 239 319.03

2020 0,00 935 772,94 10 715 779,09 11 651 552.03

2021 0,00 935 772,94 11 128 134,90 12 063 907.84

2022 0,00 935 772,94 11 536 573,74 12 472 346.68

(1)

La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 5,21%.

0.00

2

000

000.00

4

000

000.00

6

000

000.00

8

000

000.00

10

000

000.00

12 000 000.00

14 000 000.00

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

E n e r g í a ( M W h

)

Año

Energía

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12/51

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13/51

Revisión del Plan de Inversiones Propuesto• Por falta de un sustento completo no se incluyen los siguientes

proyectos propuestos: – 13 elementos cuya necesidad no ha sido sustentada en los archivos de flujo

de carga.

– 10 celdas motivadas por elevada potencia de cortocircuito

– 77 celdas en media tensión, por el bajo nivel de cargabilidad. – 1 línea 60 kV Rio Seco – Planta de Sulfato por ser SCT de LN

– 11 segmentos de línea que no cumplen con distancias de seguridad.

– Subestaciones de respaldo fijas y móviles.

• Sobre los elementos AT propuestos por CONENHUA (Chancay Norte),se ha considerado la propuesta revisada de EDELNOR.

• No se consideran 19 elementos que ya están incluidos en el Plan deInversiones 2009-2013.

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14/51

Plan de Inversiones

Prepublicado

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15/51

Carabayllo 220 kV - Nueva Jicamarca 220 kV – Colonial 220 kV y SET’sSET Carabayl lo 500 / 220 kV

SET Nueva Jicamarca 220 / 60 kV

SET Jicamarca existente 60/10 kV

SET Colon ial 220 kV

SET Cajamarquilla 220 kV

SET Chavarria

SET Santa Rosa

8/18/2019 Area 5-7

16/51

Línea Zapallal REP 220 – Comas – Caudivil la y Filadelfia - Chavarria

SET Chavarría

SET Filadelfia

SET Zapallal REP 220

SET Caudivilla

SET Comas 220 kV

SET Huandoy

Puente Piedra

SET Tomas Valle

8/18/2019 Area 5-7

17/51

Conexiones Colonial

SET Colonial 220 kV

SET Tacna 60 kVSET Mirones 60 kV

SET Pershing 60 kV

SET Pando 60 kV

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18/51

Río Seco 220 kV

Río Seco – Ubicación Planta

SET Río Seco – Chancay Norte

SET Chancay

SET Huaral

8/18/2019 Area 5-7

19/51

Plan deInversiones

(Prepublicado)

Propuesta

OSINERGMIN

Inversión

(US$)

Longitud

de Línea

(km)

Potencia de

Transformación

(MVA)

Cantidad

de

Elementos

CONENHUA

AT

Celda 199 386 0,0 1

MAT

CC‐INC 17 295 1

Celda 1 848 182 0,0 4

TEL‐INC 64 021 1

Transformador

2 016

307 0,0 50 1

MT

Celda 68 656 0,0 1

EDELNOR

AT

CC‐INC 69 180 4

Celda 12 295 652 0,0 52

Linea 42 619 122 76,1 20

TEL‐INC 256 086 4

Transformador 14 513 113 0,0 445 13

MAT

CC‐INC 34 590 2

Celda 15 517 648 0,0 9

Linea

25 835

159 31,7 3

TEL‐INC 128 043 2

Transformador 25 467 947 0,0 660 4

MT

Celda 4 305 079 0,0 84

Total General 145 255 467 107,8 1 155 206

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20/51

AREA DE DEMANDA 7

8/18/2019 Area 5-7

21/51

Ubicación del áreade demanda 7El Área de Demanda 7

está conformada por lossistemas eléctricos:

• Lima Sur • Cañete

• Lunahuaná

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22/51

Propuesta de la Empresa

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23/51

Proyección de la Demanda (Propuesta Final Empresa)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

G W h

Energía (GWh)

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24/51


• Líneas en 220 kV: Industriales – Corpac, La Planicie REP -

Industriales, Nicolas Ayllon – Drv Nicolas Ayllon, con uncosto de 70,2 Millones de US$.

• Líneas 60 kV: Drv. Chilca – Bujama, Corpac – San Isidro,

Nueva Lurín – Las Praderas, Nueva Lurín – Lurín,Industriales – Ingenieros, Industriales - Puente, con un costode 12,4 Millones de US$.

• Subestaciones en 220 kV: Corpac, Industriales, Lurin,

Nicolas Ayllon, con un costo de 91,8 Millones de US$.

8/18/2019 Area 5-7

25/51

Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud(km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad De

Elementos

EDECAÑETE 3 900 587 8,1 50 16

EDECAÑETE 3 900 587 8,1 50 16

(en blanco)

Celda 1

322

542 13Línea 472 348 8,1 1


LUZ DEL SUR 215 376 363 163,5 1 810 200

LUZ DEL SUR 215 376 363 163,5 1 810 200

AT

Celda

17

300

596 31

Línea 20 783 616 123,8 21


MAT

Celda 42 636 897 18

Línea

75

826

035 39,8 6Transformador 36 168 400 1 110 10

MT

Celda 6 420 460 100

Total general 219 276 951 171,6 1 860 216

Plan de InversionesPropuesta Final de

Empresas

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26/51

Análisis de OSINERGMIN

8/18/2019 Area 5-7

27/51

Proyección de la Demanda• Sólo Luz del Sur presentó proyección global de energía, la misma que recoge

las observaciones de OSINERGMIN.• La proyección de la demanda se efectúa mediante modelos econométricos demanera separada para los usuarios residenciales y otros usos (comercial,industrial).

• Respecto a la distribución espacial de la demanda de potencia se corrigieron

los valores en 5 barras:• Las cargas en las barras de San Mateo y Huanza que fueron omitidas por LUZ DEL

SUR.

• La carga en Santa Clara de 2,1 MW está conectada a la subestación Ñaña, por lo quese debe considerar en esta subestación.

• En la barra Cañete no se incluyó la carga del Usuario Mayor PROTISA dado que nose presentó el sustento sobre el crecimiento de su demanda.

• Se consideró la demanda de 70 MW de Cajamarquilla a la hora de máxima demandadel sistema Lima Sur.

8/18/2019 Area 5-7

28/51

Resultados de la proyección de la Demanda

8/18/2019 Area 5-7

29/51

Revisión del Plan de Inversiones Propuesto• Por falta de un sustento técnico completo no se

incluyen los siguientes proyectos propuestos : – 7 celdas consideradas para entrar en operación el 2012.

– Transformador de 60/22,9 kV en San Vicente (Cañete).

– Polo de reserva en S.E. Corpac (de trafo 220/60/10 kV 240MVA) y línea 60 kV Industriales – Los Ingenieros.

– 8 celdas en media tensión, por el bajo nivel de cargabilidad.

• No se consideran 34 elementos que ya están incluidos

en el Plan de Inversiones 2009-2013.

8/18/2019 Area 5-7

30/51

Revisión del Plan de Inversiones Propuesto• Se incluye elementos que son requeridos y no habían sido

incluidos: – Transformador 220/60 kV, 120 MVA en la subestación Chilca.

– Polo de reserva de transformador 220/60 kV, 240 MVA ensubestación Los Industriales.

• En lugar del reemplazo de conductor de línea 60 kV Chilca – Bujama y una nueva línea 60 kV Simple Terna Chilca – Bujama,se incluyó una nueva línea doble terna 60 kV Chilca - Bujama.

• Se considera alimentar la SE Santa Clara desde la línea L-6031 y

no desde la línea L-655 y L-656.• Corresponden dar de baja 7 transformadores de 60 kV.

• Pasan a reserva 2 transformadores de 25 MVA y 2 de 40 MVA.

8/18/2019 Area 5-7

31/51

Plan de Inversiones

Prepublicado

8/18/2019 Area 5-7

32/51

Corpac – Nicolas Ayllon – Industriales - Planicie

SET La Planicie

SET Balnearios

SET Huachipa

Nicolás Ayllon

SET Corpac

Industriales

Limatambo

Santa Rosa

Santa Anita

IngenierosPuente

8/18/2019 Area 5-7

33/51

Balnearios – San Juan – Nueva Lurin

SET Nueva Lur in 220 kV

SET La Pradera

SET Balnearios

SET San Juan

SET Lurin

8/18/2019 Area 5-7

34/51

Nueva Lurín - Chilca - Bujama

SET Bujama

Praderas

SET Nueva Lurin

SET Chilca

Lurin

8/18/2019 Area 5-7

35/51

Propuesta OSINERGMIN

Inversión (US$)

Longitud

de Línea (km)

Potencia

de

Transformación(MVA)

Cantidad

de Elementos

EDECAÑETE

AT

Celda 748

437 0 5MAT

Celda 261 571 0 1

Transformador 1 040 401 0 25 1

LUZ DEL SUR

AT

Celda

10

044

013 0 22

Linea 19 332 851 116,94 20

Transformador 7 707 293 0 350 15

MAT

Celda 39 807 027 0 18

Linea

77

143

609 39,76 6Transformador 35 081 160 0 1230 16

MT

Celda 3 422 934 0 46

Total general 194 589 295 156,7 1605 150

Plan deInversiones

(Prepublicado)

8/18/2019 Area 5-7

36/51

AREA DE DEMANDA 5

8/18/2019 Area 5-7

37/51

Propuesta de la Empresa

8/18/2019 Area 5-7

38/51

0

1000

2000

3000

4000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

D e m

a n d a ( M W h )

Año

Proyección de la Demanda (MWh)

MAT AT MT TOTAL

8/18/2019 Area 5-7

39/51

0

1000

2000

3000

4000

5000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

D e m a n d a ( M W h )

Año

Proyección de la Demanda (MWh)

MAT AT MT TOTAL

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40/51


• Líneas en MAT: Friaspata - Mollepata, Runatullo – Mazamari,

con un costo de 15,3 Millones de US$.• Líneas en AT: Mazamari – Atalaya, Oroya Nueva –

Pachachaca, Orcotuna – Parque Industrial y Huancayo Este – Parque Industrial, con un costo de 10,4 Millones de US$.

• Subestaciones en MAT: Ampliación Friaspata y Oroya Nueva,Mollepata, Orcotuna, Runatullo, con un costo de 19,3 Millonesde US$.

• Subestaciones en AT: Chilca, Mazamari, Atalaya, Ampliacionesen Ayacucho, Hyo, Este, Ninatambo, Oxapampa, Pque.Industrial, con un costo de 10,4 Millones de US$.

8/18/2019 Area 5-7

41/51

Análisis de OSINERGMIN

8/18/2019 Area 5-7

42/51

• ELECTROCENTRO y SN POWER presentaron proyeccionesglobales de energía de toda el Área de Demanda.

• Se ha tomado en cuenta la información presentada por ELECTROCENTRO para la proyección de demanda deUsuarios Menores (nivel MT).

• Se ha tomado en cuenta la proyección de demandaproporcionada por SN POWER para la proyección de lademanda a nivel AT y MAT.

Proyección de la Demanda

8/18/2019 Area 5-7

43/51

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 5

Proyección de la Demanda (GWh)


2012 283,77 729,48 1 265,08 2 278,33

2013 293,45 1 614,04 1 357,67 3 265,16

2014 304,62 1 664,66 1 436,91 3 406,19

2015 316,36 1 684,55 1 498,26 3 499,17

2016 328,68 1 766,50 1 564,31 3 659,49

2017 341,61 1 778,87 1 632,09 3 752,57

2018 355,19 1 780,36 1 700,60 3 836,15

2019 369,45 1 784,04 1 770,01 3 923,50

2020 384,43 1 800,77 1 840,56 4 025,76

2021 400,15 1 802,26 1 918,29 4 120,70

2022 416,66 1 803,75 1 972,75 4 193,16

Tasa promedio entre el 2012 y 2022 de6,29%.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

Energía GWh

MAT AT MT TOTAL

8/18/2019 Area 5-7

44/51

• En el sistema Tarma – Chanchamayo, en lugar del proyecto de

transformación en Condorcocha de 138/60 kV, 40 MVA, se considera unaSubestación Nueva Yanango de 220/60/22,9 kV, 40 MVA.

• En el sistema Yaupi-Oxapampa-Satipo, en lugar del proyecto paraalimentar Mazamari y Atalaya con líneas de 138 kV y 60 kV, se consideraalimentar estas cargas sólo con líneas en 60 kV.

• En el sistema Ayacucho, en lugar del proyecto de transformación 220/60kV, de 80 MVA, se incluye uno de 50 MVA.

• No se considera la nueva línea 60 kV Huancavelica – Ingenio, propuestopor CONENHUA, dado que el crecimiento de la demanda es incierto y su

alimentación correspondería a un SCT de libre negociación.• No se consideran 7 elementos exclusivos de generación, 3 de clientes

libres y 8 propuestos para entrar en operación después de abril 2017.

Revisión del Plan de Inversiones Propuesto

8/18/2019 Area 5-7

45/51

• Por falta de un sustento completo no se considera un transformador de

potencia de 60/10 kV, 15 MVA en Huancayo Este y 3 celdas detransformación en Parque Industrial.

• No se consideran 18 elementos que ya están incluidos en el Plan deInversiones 2009-2013.

• Se deben retirar 19 elementos del Plan de Inversiones 2099 – 2013, cuyaejecución ya no es necesaria debido a los cambios correspondientes enPlan prepublicado.

• No se consideran 10 elementos que entrarían en el 2012, por falta de unsustento completo

• Pasa a reserva el transformador 138/22,9/13,2 kV, 20 MVA de lasubestación Yaupi.

Revisión del Plan de Inversiones Propuesto

8/18/2019 Area 5-7

46/51

Plan de Inversiones

Prepublicado

8/18/2019 Area 5-7

47/51

Sistema Ayacucho

8/18/2019 Area 5-7

48/51

Sistema Huancayo – Valle del Mantaro

8/18/2019 Area 5-7

49/51

Sistema Tarma - Chanchamayo

8/18/2019 Area 5-7

50/51

Sistema Yaupi - Chanchamayo

Propuesta Inversión

$

Longitud

de Línea

Potencia de

Transformación

Cantidad

de

8/18/2019 Area 5-7

51/51

Plan deInversiones

(Prepublicado)

OSINERGMIN (US$) de Línea

(km)

Transformación

(MVA)

de

Elementos

ELECTROCENTRO 32 731 850 121 247 75

ATCelda 3 762 582 0 23

Linea 4 051 205 30 3

Transform ador 3 427 708 0 82 6

MAT

Celda 1

984

533 0 6

Linea 12 173 596 91 2

Transform ador 5

711

990 0 165 4MT

Celda 1 383 050 0 28

Compensador 237 186 0 3

MEM 17 576 752 201 18 15

AT

Celda 1 365 347 0 6

Linea 14

262

101 201 3Transform ador 1 708 445 0 18 3

MT

Celda 240

859 0 3

SN POWER 3 988 786 19 45 11

AT

Celda 304 300 0 2

Linea 1

364

592 19 1MAT

Celda 313 071 0 1

Transform ador 1 449 007 0 45 1

MT

Celda 167 261 0 3

Compensador 390 556 0 3

Total

general 54

297

388 341 310 101

area 5-7

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