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Informe de Estudio de Mercado Eléctrico y Proyecciones de Demanda 2025-2029

Presentación de los resultados obtenidos en el estudio de proyección de demanda eléctrica para el periodo 2025-2029, incluyendo información de sistemas de transmisión, proyecciones de demanda, diagnóstico de la situación actual, determinación del SER, y cumplimiento de normas tarifarias. Se detallan modelos econométricos utilizados, la selección del mejor modelo de tendencia, factores de carga, contribución a la punta, y simultaneidad según normativas. Se presenta un análisis exhaustivo de diferentes áreas de demanda y sistemas eléctricos con tasa de crecimiento y ventas proyectadas.

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Informe de Estudio de Mercado Eléctrico y Proyecciones de Demanda 2025-2029

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Presentation Transcript

  1. PLAN DE INVERSIONES DE TRANSMISIÓN 2025 – 2029 ÁREA DE DEMANDA 2 Presentación y sustento de las propuestas de los Titulares de Transmisión JUNIO 2023

  2. OBJETIVO El objetivo del presente informe es presentar los resultados obtenidos en el desarrollo del estudio, en lo referente a: • Información de los sistemas de transmisión. • Proyección de demanda, potencia y energía. • Diagnóstico de la situación actual. • Determinación del SER para el periodo de estudio. • Presentación de formatos según Normas Tarifas.

  3. ESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICO

  4. PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO REGULADO 1. PROYECCIÓN CON MODELOS ECONOMÉTRICOS Se han analizado 6 modelos econométricos considerando las variables explicativas: PBI, Población, Clientes y Precio Medio. Modelo 1: • log(ventas) log(tarifa) log(pbia03) dummy(-1) log(ventas(-1)) Modelo 2: • ventas c tarifa pbia03 clientes dummy Modelo 3: • ventas c clientes tarifa pbia03 dummy(-2) población Modelo 4: • ventas c pbia03 dummy(-1) clientes ventas(-1) Modelo 5: • ventas c tarifa(-1) pbia03 clientes(-1) dummy Modelo 6: • log(ventas) c log(poblacion) log(pbia03) dummy(-1) De los 6 modelos, el modelo que presenta mejores estadísticos es: Modelo 3: ventas C tarifa pbiad02 clientes dummy(2016) dummy(2021), el cual se sustenta en el análisis de los estadístico R, F y T. •

  5. 2. PROYECCIÓN CON MODELOS DE TENDENCIAL • Lineal: VENTAS f T • Exponencial: LOG(VENTAS) f T • Logarítmico VENTAS f LOG(T) • Polinomio 1: VENTAS f T^2 • Polinomio 2: VENTAS f T T^2 T^3 • Potencial: LOG(VENTAS) f LOG(T) Selección del mejor modelo de tendencia: Luego del análisis se escoge el MODELO DE TENDENCIA (LINEAL), con una tasa de crecimiento medio 3.02%, el cual se considera razonable, teniendo en cuenta el comportamiento actual de la demanda.

  6. FACTOR DE CARGA, CONTRIBUCIÓN A LA PUNTA Y SIMULTANEIDAD OSINERGMIN F-101 FACTOR DE CARGA, CONTRIBUCIÓN A LA PUNTA y SIMULTANEIDAD (1) AREA DE DEMANDA: 2 SISTEMA ELÉCTRICO 1 SET Barra Tensión (kV) 10 10 10 23 10 10 10 10 10 FC 0,46 0,54 0,38 0,54 0,33 0,36 0,44 0,40 0,51 0,57 FC 1,17 1,17 FC 0,58 0,37 0,55 0,51 0,51 0,36 0,29 0,20 0,39 0,47 0,50 0,58 0,38 0,55 0,48 0,26 0,58 FC 0,17 0,25 0,24 FC 0,32 0,32 FC 0,50 0,64 0,44 0,43 0,61 0,53 0,66 0,51 0,67 FC 0,23 0,23 FCP 0,97 0,97 0,77 0,87 0,62 0,68 0,84 1,00 1,00 FS 0,83 0,88 0,59 0,84 0,68 0,63 0,70 0,37 0,60 Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo CHICLAYO OESTESECHO10 CHICLAYO OESTESECHO10A CHICLAYO OESTESECHO10B CHICLAYO OESTESECHO23 CHICLAYO NORTECHICN010 CHICLAYO NORTECHICN010A CHICLAYO NORTECHICN010B LAMBAYEQUE LAMBAYEQUE SURLAMBA10B SET CARHUAQUEROCARH023 SET CAYALTI ILLIMO ILLIMO ILLIMO ILLIMO MOTUPE MOTUPE NUEVA MOTUPE OCCIDENTE OLMOS OLMOS POMALCA TUMAN LA VIÑA LA VIÑA PAMPA PAÑALÁ SET CUTERVO CUTERVO SET BAMBAMARCA SET NUEVA JAÉN JAÉN JAÉN BAGUA BAGUA MUYO BAGUA GRANDE BAGUA GRANDE SET CACLIC LAMBA10A Total Sistema 12 SISTEMA ELÉCTRICO 2 Barra Tensión (kV) 22,9 FCP 1,00 FS 0,91 Chota, Chongoyape y Chota Rural o Total Sistema 2 SISTEMA ELÉCTRICO 3 Barra Tensión (kV) 23 10 10 23 23 10 22,9 22,9 22,9 10 22,9 22,9 23 10 10 22,9 FCP 1,00 0,77 0,94 0,99 0,86 0,74 0,82 1,00 0,42 0,79 0,96 1,00 1,00 1,11 0,80 1,00 FS 0,72 0,84 0,92 0,88 0,86 0,35 0,25 0,17 0,96 0,85 0,63 0,79 0,78 0,74 0,63 0,42 Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad CAYAL023 ILLIM010 ILLIM010A ILLIM023 ILLIM023A MOTUP010 MOTUP023 NMOTU023 OCCID023 OLMOS010 OLMOS023 POMAL023 TUMAN023 LAVIN010 LAVIN010A PAMPA023 Total Sistema 3 SISTEMA ELÉCTRICO 4 Barra Tensión (kV) 13,2 22,9 FCP 0,96 0,96 FS 0,70 0,92 Cutervo y Querocoto Cutervo y Querocoto CUTER013 CUTER023 Total Sistema 4 SISTEMA ELÉCTRICO 2 Barra Tensión (kV) 22,9 FCP 1,00 FS 0,68 Bambamarca y SER Bambamarca CORONA023 Total Sistema 2 SISTEMA ELÉCTRICO 5 Barra Tensión (kV) 22,9 10 22,9 10 22,9 22,9 10 22,9 FCP 1,00 0,85 1,00 0,41 0,99 1,00 1,00 0,97 FS 0,95 0,89 0,62 0,90 0,54 0,88 0,90 0,94 Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Total Sistema 5 SISTEMA ELÉCTRICO 6 Chachapoyas, Chachapoyas Rural NJAEN023 JAEN010 JAEN023 BAGUA010 BAGUA023 MUYO023 BAGUG010 BAGUG023 Barra Tensión (kV) 22,9 FCP 1,00 FS 0,84 CACLIC023

  7. TASA DE CRECIMIENTO, VENTAS CON PÉRDIDAS POR SISTEMA ELÉCTRICO TASAS DE CRECIMIENTO SISTEMA NT 2022 100,0%100,0% 104,8%102,9% 104,8%102,9% 104,8%102,9% 104,8%102,9% 104,8%102,9% 104,8%102,9% 104,8%102,9% 2022 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2022 0,00 2023 2024 100,0% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 2025 100,0% 103,4% 103,4% 103,4% 103,4% 103,4% 103,4% 103,4% 2026 100,0% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 103,3% 2032 100,0% 102,7% 102,7% 102,7% 102,7% 102,7% 102,7% 102,7% 2037 100,0% 102,4% 102,4% 102,4% 102,4% 102,4% 102,4% 102,4% 2042 100,0% 102,2% 102,2% 102,2% 102,2% 102,2% 102,2% 102,2% 2047 100,0% 102,0% 102,0% 102,0% 102,0% 102,0% 102,0% 102,0% 2052 100,0% 101,8% 101,8% 101,8% 101,8% 101,8% 101,8% 101,8% ÁREA 2 Chiclayo Baja Densidad Chachapoyas, Chachapoyas Rural Chiclayo Cutervo y Querocoto Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Chota, Chongoyape y Chota Rural Bambamarca y SER Bambamarca PÉRDIDAS EQUIVALENTES (SICOM) SISTEMA ÁREA 2 Chiclayo Baja Densidad Chachapoyas, Chachapoyas Rural Chiclayo Cutervo y Querocoto Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Chota, Chongoyape y Chota Rural Bambamarca y SER Bambamarca VENTAS SISTEMA ÁREA 2 ÁREA 2 Chiclayo Baja Densidad Chachapoyas, Chachapoyas Rural Chiclayo Cutervo y Querocoto Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Chota, Chongoyape y Chota Rural Bambamarca y SER Bambamarca VENTAS+PÉRDIDAS SISTEMA ÁREA 2 ÁREA 2 Chiclayo Baja Densidad Chachapoyas, Chachapoyas Rural Chiclayo Cutervo y Querocoto Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Chota, Chongoyape y Chota Rural Bambamarca y SER Bambamarca AT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT NT 2023 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2024 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2025 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2026 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2032 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2037 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2042 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2047 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% 2052 100% 107% 107% 109% 109% 107% 108% 109% AT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT MT+BT NT 2023 0,00 907 548 212 927 17 649 456 311 17 887 168 030 34 745 18 871 2024 2025 2026 2032 2037 2042 2047 2052 AT MT+BT882 001 MT+BT206 934 MT+BT MT+BT443 466 MT+BT MT+BT163 300 MT+BT MT+BT NT AT MT+BT953 455 MT+BT222 223 MT+BT MT+BT482 575 MT+BT MT+BT174 939 MT+BT MT+BT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 937 672 219 995 18 235 471 457 18 480 173 607 35 898 19 497 969 1971 001 310 227 391 18 848 487 307 19 102 179 444 37 105 20 152 2025 0,00 1 047 715 244 192 20 233 530 284 20 755 192 234 40 017 22 063 1 186 174 278 298 23 068 596 402 23 378 219 617 45 411 24 664 1 342 5451 501 023 314 986 26 109 675 025 26 460 248 568 51 398 27 915 2037 0,00 1 451 309 338 258 28 027 734 556 28 750 266 285 55 433 30 562 1 661 6071 824 297 389 843 32 314 835 447 32 748 307 642 63 613 34 550 2047 0,00 1 796 218 418 646 34 688 909 126 35 583 329 568 68 606 37 825 234 925 19 473 503 453 19 734 185 390 38 334 20 820 352 167 29 191 754 706 29 583 277 910 57 465 31 211 428 013 35 478 917 247 35 954 337 763 69 841 37 932 17 153 17 383 33 767 18 339 2022 0,00 2023 0,00 981 071 228 659 18 946 496 553 19 435 180 006 37 472 20 660 2024 2026 2032 2042 2052 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 013 636 236 249 19 575 513 035 20 080 185 981 38 716 21 345 1 082 429 252 283 20 903 547 854 21 443 198 603 41 343 22 794 1 282 270 298 860 24 763 649 000 25 402 235 270 48 976 27 002 1 622 625 378 187 31 335 821 265 32 144 297 718 61 976 34 170 1 972 088 459 636 38 084 998 140 39 067 361 837 75 324 41 529 18 413 18 888 36 417 20 078

  8. DEMANDA NO COINCIDENTE USUARIOS LIBRES Y FACTIBILIDADES OSINERGMIN PROYECCIÓN DE LAS MÁXIMAS DEMANDAS DE POTENCIA NO COINCIDENTE (MW) (1) USUARIOSLIBRESY DEMANDASINCORPORADAS AREA DE DEMANDA: 2 POTENCIA (MW) (2) 2029 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2030 2031 2032 2037 2042 20472052 TOTAL MAT TOTAL AT TOTAL MT TOTAL AREA 60,28 60,28 78,3487,3696,39105,42123,47140,90159,58177,64195,69195,69195,69195,69195,69195,69 78,3487,3696,39105,42123,47140,90159,58177,64195,69195,69195,69195,69195,69195,69

  9. DEMANDA COINCIDENTE F121 OSINERGMIN RESUMEN DE LA PROYECCION DE LA POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL SISTEMA (MW) AREA DE DEMANDA: 2 Tensión (kV) 10 10 10 22,9 10 10 10 10 10 22,9 22,9 10 22,9 10 22,9 10 22,9 22,9 22,9 10 22,9 22,9 22,9 10 10 22,9 13,2 22,9 22,9 22,9 22,9 10 22,9 10 22,9 22,9 10 22,9 22,9 POTENCIA (MW) SISTEMA SUBESTACIÓN BARRA 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2037 2042 2047 2052 11,27 12,49 13,29 14,10 14,92 16,20 17,47 18,75 11,45 12,10 12,65 13,22 13,80 14,52 15,24 15,96 11,59 14,85 16,71 18,59 20,48 23,81 27,14 30,47 16,93 17,56 18,20 18,87 19,55 20,28 21,01 21,74 11,64 12,18 12,61 13,06 13,51 14,10 14,70 15,29 11,96 12,65 13,21 13,78 14,36 15,11 15,86 16,61 20,71 21,53 22,31 23,12 23,94 24,86 25,79 26,72 4,61 5,15 5,48 5,80 6,13 6,69 7,25 7,81 9,70 11,12 11,95 12,79 13,64 15,09 16,55 18,00 3,57 3,99 4,28 4,57 4,86 5,30 5,75 6,20 5,90 7,61 8,53 9,45 10,37 12,10 13,84 15,57 1,34 1,36 1,39 1,42 1,45 1,48 1,51 1,54 3,53 4,56 5,13 5,71 6,29 7,33 8,37 9,42 1,83 1,97 2,07 2,18 2,29 2,44 2,59 2,74 1,49 1,54 1,59 1,64 1,70 1,75 1,80 1,85 1,16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,03 10,50 10,78 11,07 11,37 11,80 12,24 12,67 0,19 0,21 0,22 0,23 0,25 0,27 0,29 0,31 1,44 1,49 1,53 1,59 1,64 1,69 1,74 1,79 4,86 5,23 5,49 5,77 6,04 6,43 6,82 7,21 6,17 7,78 8,68 9,59 10,49 12,13 13,77 15,41 3,43 3,90 4,20 4,51 4,82 5,31 5,80 6,29 7,50 8,99 9,78 10,58 11,38 12,88 13,81 15,88 4,14 4,26 4,40 4,54 4,69 4,84 4,98 5,13 8,64 9,38 9,92 10,47 11,03 11,82 12,60 13,39 2,62 2,71 2,81 2,92 3,02 3,13 3,24 3,35 6,43 7,51 8,17 8,85 9,52 10,64 11,75 12,86 9,20 9,20 9,20 9,20 9,20 9,20 9,20 9,20 7,20 7,41 7,65 7,91 8,17 8,42 8,67 8,92 5,85 5,98 6,13 6,29 6,46 6,62 6,77 6,93 8,52 8,77 9,06 9,36 9,67 9,97 10,26 10,56 6,88 7,06 7,28 7,52 7,75 7,98 8,20 8,43 2,31 2,38 2,46 2,54 2,62 2,70 2,78 2,87 1,19 1,22 1,27 1,31 1,35 1,39 1,43 1,48 2,14 2,21 2,28 2,36 2,43 2,51 2,58 2,66 3,25 3,34 3,45 3,57 3,68 3,80 3,91 4,02 1,26 1,29 1,34 1,38 1,43 1,47 1,52 1,56 9,03 9,29 9,60 9,92 10,25 10,56 10,88 11,19 240 261 275 290 305 327 348 371 Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chiclayo Chota, Chongoyape y Chota Rural Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Chiclayo Baja Densidad Cutervo y Querocoto Cutervo y Querocoto Chiclayo Baja Densidad Bambamarca y SER Bambamarca Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Bagua - Jaén, y Bagua - Jaén Rural - San Ignacio Chachapoyas, Chachapoyas Rural CHICLAYO OESTE CHICLAYO OESTE CHICLAYO OESTE CHICLAYO OESTE CHICLAYO NORTE CHICLAYO NORTE CHICLAYO NORTE LAMBAYEQUE LAMBAYEQUE SUR CARHUAQUERO CAYALTI ILLIMO ILLIMO ILLIMO ILLIMO MOTUPE MOTUPE NUEVA MOTUPE OCCIDENTE OLMOS OLMOS POMALCA TUMAN LA VIÑA LA VIÑA PAMPA PAÑALÁ CUTERVO CUTERVO TIERRAS NUEVAS BAMBAMARCA NUEVA JAÉN JAÉN JAÉN BAGUA BAGUA MUYO BAGUA GRANDE BAGUA GRANDE CACLIC SECHO10 SECHO10A SECHO10B SECHO23 CHICN010 CHICN010A CHICN010B LAMBA10A LAMBA10B CARH023 CAYAL023 ILLIM010 ILLIM023 ILLIM010A ILLIM023A MOTUP010 MOTUP023 NMOTU023 OCCID023 OLMOS010 OLMOS023 POMAL023 TUMAN023 LAVIN010 LAVIN010A PAMPA023 CUTER013 CUTER023 TNUEVAS023 CORONA023 NJAEN023 JAEN010 JAEN023 BAGUA010 BAGUA023 MUYO023 BAGUG010 BAGUG023 CACLIC023 TOTAL 20,03 16,68 33,81 22,47 15,88 17,36 27,65 8,37 19,45 6,64 17,30 1,57 10,46 2,89 1,90 0,00 0,00 13,11 0,33 1,84 7,60 17,05 6,78 17,38 5,27 14,18 3,46 13,98 9,20 9,17 7,09 10,86 8,66 2,95 1,52 2,73 4,14 1,60 11,51 393 21,31 17,41 37,14 23,20 16,48 18,11 28,58 8,92 20,91 7,09 19,04 1,60 11,50 3,04 1,96 0,00 0,00 13,55 0,35 1,89 7,99 18,70 7,27 18,88 5,42 14,97 3,57 15,09 9,20 9,43 7,25 11,16 8,88 3,03 1,56 2,81 4,25 1,65 11,82 415 21,64 17,81 37,55 23,78 16,76 18,50 29,25 9,02 21,13 7,22 19,14 1,63 11,61 3,10 2,01 0,00 0,00 13,69 0,35 1,94 8,13 18,86 7,39 18,97 5,56 15,28 3,67 15,32 9,20 9,68 7,41 11,46 9,11 3,11 1,60 2,88 4,36 1,69 12,14 422 23,34 19,84 39,61 26,72 18,20 20,42 32,60 9,49 22,26 7,85 19,66 1,78 12,18 3,42 2,27 0,00 0,00 14,40 0,39 2,20 8,89 19,67 7,99 19,41 6,29 16,81 4,13 16,46 9,20 10,96 8,21 12,97 10,26 3,52 1,81 3,26 4,94 1,92 13,74 457 25,07 21,90 41,69 29,69 19,65 22,37 35,99 9,97 23,41 8,49 20,18 1,94 12,75 3,75 2,54 0,00 0,00 15,11 0,42 2,46 9,65 20,50 8,61 19,85 7,04 18,36 4,60 17,61 9,20 12,25 9,03 14,50 11,43 3,93 2,03 3,65 5,52 2,14 15,36 493 26,81 23,98 43,80 32,71 21,12 24,34 39,43 10,45 24,58 9,14 20,71 2,09 13,32 4,09 2,81 0,00 0,00 15,84 0,45 2,72 10,42 21,33 9,24 20,31 7,79 19,94 5,08 18,78 9,20 13,56 9,85 16,05 12,61 4,35 2,24 4,04 6,11 2,37 17,01 529 28,58 26,09 45,93 35,76 22,62 26,34 42,92 10,94 25,75 9,80 21,25 2,25 13,91 4,42 3,09 0,00 0,00 16,58 0,49 2,99 11,20 22,18 9,87 20,76 8,55 21,53 5,56 19,97 9,20 14,89 10,69 17,62 13,80 4,78 2,46 4,43 6,71 2,60 18,67 565

  10. DETERMINACIÓN DEL SER

  11. DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

  12. SISTEMA ELÉCTRICO CHICLAYO – OLMOS Análisis de Zona Este • En el año 2032 se presenta 19% de caída de tensión en las subestaciones Olmos Y Occidente 60 kV. Los transformadores de dichas subestaciones no tienen capacidad para regular la tensión en barras MT. Asimismo, la línea Tierras Nuevas – Pampa Pañala opera al 95% de su capacidad nominal. • Para el año 2025 se presenta 10% de caída de tensión en las subestaciones Olmos Y Occidente 60 kV. La regulación de los transformadores permite que las barras MT operen dentro de límites permisibles. • Se concluye que, el principal problema en el sistema evaluado corresponde a la caída de tensión en barras (hasta 20% en el 2032), debido al crecimiento de demanda y las grandes longitudes de transmisión en 60 kV (150 km de Tierras Nuevas hasta Occidente). Análisis de Zona Oeste • En el año 2032 se presenta 12% de caída de tensión en la subestación La Viña 60 kV y ligeras sobrecargas en las líneas Íllimo – La Viña 60 kV y tramos de las líneas Lambayeque Norte – Íllimo. • Para el año 2025 se presenta 6% de caída de tensión en la subestación La Viña 60 kV y las líneas operan sin sobrecarga.

  13. SISTEMA ELÉCTRICO CHICLAYO - CHICLAYO BAJA DENSIDAD • En el año 2032 no se presenta caída de tensión mayor a 5% en las barras de 60 kV. • Si bien las líneas de transmisión operan sin sobrecarga, las líneas Chiclayo Oeste y Chiclayo Norte 60 kV operan al 84% de su capacidad nominal, por lo cual, la desconexión de una de estas ternas origina que la terna en servicio opere con sobrecarga mayor al 20%, no cumpliendo con el criterio N-1 que se aplica a sistemas con demanda mayor a 30 MW. • Para el año 2025 las líneas Chiclayo Oeste – Chiclayo Norte 60 kV operan al 55% de su capacidad nominal, y la salida de una de estas líneas origina sobrecarga de 22% en la terna en servicio. • Se concluye que, el principal problema en el sistema evaluado corresponde al no cumplimiento del criterio N-1. • Adicionalmente, es necesario renovar las celdas de la SE Chiclayo Oeste, tando de transformación como de salidas de MT, por razones de antigüedad y obsolescencia.

  14. SISTEMA ELÉCTRICO CUTERVO • En el año 2032 no se presenta sobrecarga en líneas de transmisión, ni caída de tensión mayor a 5% en barras. Cabe resaltar que, para el año 2026 se tiene previsto el ingreso del proyecto Jaén Norte 220/60 kV, que brinda un nuevo punto de suministro a la zona en análisis y gran soporte de tensión. • Para el año 2025, aun cuando no se encuentre en servicio el proyecto Jaén Norte 220/60 kV, no se presenta sobrecarga en líneas de transmisión, ni caída de tensión mayor a 5% en barras. • Se concluye que, el sistema eléctrico Cutervo no requiere refuerzos en transmisión. SISTEMA ELÉCTRICO BAMBAMARCA, CHOTA • En el año 2032 y 2025 no se observa sobrecarga en las líneas de transmisión, ni caída de tensión en barras mayor a 5%. Se concluye que, el sistema eléctrico Bambamarca, Chota no requiere refuerzos en transmisión.

  15. ANÁLISIS DE POTENCIA INSTALADA Y DEMANDA DE TRANSFORMACIÓN

  16. OPERACIÓN NORMAL 2022 0 2023 1 2024 2 2025 3 2026 4 2027 5 2028 6 2029 7 2030 8 2031 9 2032 10 SET Barra Descripción TR3 MD AT Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso tr3 MD AT Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso tr3 MD AT Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso tr3 MD AT Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso tr3 MD AT Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso Máxima Demanda Potencia Instalada Factor de Uso 7,32 9,00 0,86 1,90 3,00 0,67 5,43 9,00 0,63 8,53 20,00 0,45 8,53 20,00 0,45 5,61 9,00 0,66 5,61 9,00 0,66 4,62 5,00 0,97 8,27 17,50 0,50 10,01 30,00 0,35 10,01 16,00 0,66 9,44 10,00 0,99 2,71 3,00 0,95 6,73 10,00 0,71 7,20 10,00 0,76 7,79 9,00 0,91 1,95 3,00 0,69 5,83 9,00 0,68 10,77 20,00 0,57 10,77 20,00 0,57 6,38 9,00 0,75 6,38 9,00 0,75 4,76 5,00 1,00 9,91 17,50 0,60 10,87 30,00 0,38 10,87 16,00 0,71 10,62 10,00 1,12 2,81 3,00 0,99 7,81 10,00 0,82 7,41 10,00 0,78 8,15 9,00 0,95 2,02 3,00 0,71 6,13 9,00 0,72 12,03 20,00 0,63 12,03 20,00 0,63 6,87 9,00 0,80 6,87 9,00 0,80 4,91 5,00 1,03 10,78 17,50 0,65 11,49 30,00 0,40 11,49 16,00 0,76 11,40 10,00 1,20 2,92 3,00 1,02 8,49 10,00 0,89 7,65 10,00 0,81 8,52 9,00 1,00 2,09 3,00 0,73 6,44 9,00 0,75 13,30 20,00 0,70 13,30 20,00 0,70 7,37 9,00 0,86 7,37 9,00 0,86 5,08 5,00 1,07 11,66 17,50 0,70 12,13 30,00 0,43 12,13 16,00 0,80 12,19 10,00 1,28 3,02 3,00 1,06 9,17 10,00 0,97 7,91 10,00 0,83 8,90 9,00 1,04 2,16 3,00 0,76 6,75 9,00 0,79 14,58 20,00 0,77 14,58 20,00 0,77 7,88 9,00 0,92 7,88 9,00 0,92 5,25 5,00 1,10 12,55 17,50 0,75 12,78 30,00 0,45 12,78 16,00 0,84 12,99 10,00 1,37 3,13 3,00 1,10 9,86 10,00 1,04 8,17 10,00 0,86 9,40 9,00 1,10 2,22 3,00 0,78 7,18 9,00 0,84 16,86 20,00 0,89 16,86 20,00 0,89 8,68 9,00 1,02 8,68 9,00 1,02 5,41 5,00 1,14 14,20 17,50 0,85 13,69 30,00 0,48 13,69 16,00 0,90 14,23 10,00 1,50 3,24 3,00 1,14 10,98 10,00 1,16 8,42 10,00 0,89 9,90 9,00 1,16 2,29 3,00 0,80 7,61 9,00 0,89 19,15 20,00 1,01 19,15 20,00 1,01 9,48 9,00 1,11 9,48 9,00 1,11 5,57 5,00 1,17 15,23 17,50 0,92 14,61 30,00 0,51 14,61 16,00 0,96 15,46 10,00 1,63 3,36 3,00 1,18 12,10 10,00 1,27 8,67 10,00 0,91 10,40 9,00 1,22 2,35 3,00 0,83 8,05 9,00 0,94 21,44 20,00 1,13 21,44 20,00 1,13 10,28 9,00 1,20 10,28 9,00 1,20 5,73 5,00 1,21 17,52 17,50 1,05 15,52 30,00 0,54 15,52 16,00 1,02 16,70 10,00 1,76 3,47 3,00 1,22 13,23 10,00 1,39 8,92 10,00 0,94 10,91 9,00 1,28 2,42 3,00 0,85 8,49 9,00 0,99 23,73 20,00 1,25 23,73 20,00 1,25 11,08 9,00 1,30 11,08 9,00 1,30 5,89 5,00 1,24 19,17 17,50 1,15 16,43 30,00 0,58 16,43 16,00 1,08 17,94 10,00 1,89 3,59 3,00 1,26 14,35 10,00 1,51 9,17 10,00 0,97 11,41 9,00 1,33 2,49 3,00 0,87 8,92 9,00 1,04 26,02 20,00 1,37 26,02 20,00 1,37 11,88 9,00 1,39 11,88 9,00 1,39 6,05 5,00 1,27 20,83 17,50 1,25 17,35 30,00 0,61 17,35 16,00 1,14 19,18 10,00 2,02 3,70 3,00 1,30 15,48 10,00 1,63 9,43 10,00 0,99 11,65 9,00 1,36 2,55 3,00 0,90 9,09 9,00 1,06 26,26 20,00 1,38 26,26 20,00 1,38 12,08 9,00 1,41 12,08 9,00 1,41 6,22 5,00 1,31 20,93 17,50 1,26 17,70 30,00 0,62 17,70 16,00 1,16 19,51 10,00 2,05 3,80 3,00 1,33 15,71 10,00 1,65 9,68 10,00 1,02 AT 60kV OLMOS OLMOS010 OLMOS023 AT 60kV POMALCA POMAL023 AT 60kV TUMAN TUMAN023 LAVIN010A LA VIÑA LAVIN010 AT 60kV PAMPA PAÑALÁ PAMPA023 AT 138kV CUTERVO CUTER013 CUTER023 BAMBAMARCA CORONA023

  17. PROPUESTA DE SOLUCIÓN AL SISTEMA DE TRANSFORMACIÓN

  18. NUEVOS TRANSFORMADORES REQUERIDOS POTENCIA DEL TRANSFORMADOR (MVA) AÑO TIPO SET NUEVA SET 60/22,9/10 kV NUEVA SET 60/22,9/10 kV NUEVA SET 60/22,9/10 kV NUEVA SET 60/22,9/10 kV NUEVA SET 60/22,9/10 kV NUEVA SET 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 60/22,9/10 kV Nuevo Trafo 138/22,9/13,2 kV CHICLAYO CENTRO 30/30/30 MVA CHICLAYO SUR 30/30/30 MVA CHIMBÁN 30/30/30 MVA MOCUPE 30/30/30 MVA MORROPE 30/30/30 MVA CHOTA 30/30/30 MVA CHICLAYO OESTE 40/40/40 MVA CHICLAYO OESTE 30/30/30 MVA CHICLAYO OESTE 30/30/30 MVA CHICLAYO NORTE 30/30/30 MVA CHICLAYO NORTE 30/30/30 MVA LAMBAYEQUE SUR 40/40/40 MVA ILLIMO PEOT 15/15/15 MVA OLMOS 15/15/15 MVA POMALCA 30/30/30 MVA LA VIÑA PEOT 15/15/15 MVA LA VIÑA ENSA 30/30/30 MVA PAMPA PAÑALÁ 30/30/30 MVA CUTERVO 30/30/30 MVA 30 2025 30 2027 30 2027 30 30 2025 30 2024 40 2026 30 2027 30 2025 30 2027 30 2025 40 2026 15 2026 15 2027 30 2025 15 2025 30 2029 30 2027 30

  19. TRANSFORMADORES DE RESERVA ROTACIÓN DE TRANSFORMADORES AÑO TRANSFORMADOR SET AÑO TRANSFORMADOR SET ORIGEN SET DESTINO 60/22,9/10 kV 35/20/20 MVA 60/10 kV 17,5/17,5 MVA 60/10 kV 17,5/17,5 MVA 60/10 kV 17,5/17,5 MVA 60/22,9/10 kV 25/16/20 MVA 60/10 kV 17,5/17,5 MVA 60/22,9/10 kV 30/16/20 MVA 2024 CHICLAYO OESTE 60/10 kV 17,5/17,5 MVA SET SECHNOR BARRA CHICN010A SET LAMBAYEQUE BARRA LAMBA10A 2025 CHICLAYO OESTE SECHO 10 CHICLAYO OESTE SECHO 10A CHICLAYO NORTE CHICN010 2026 138/22,9/10 kV 20/20/6,67 MVA 2027 SET POMALCA SET TUMÁN 2027 2027 2025 LAMBAYEQUE SUR TRANSFORMADORES QUE SE DAN DE BAJA LA VIÑA ENSA LAVIN010 2025 AÑO TRANSFORMADOR 60/10 kV 8,75/8,75 MVA 60/22,9/10 kV 6,25/6,25/3,13 MVA 60/22,9/10 kV 9/9/3 MVA 60/22,9/10 kV 9/9/2,5 MVA 60/10 kV 5/5 MVA 138/13,2/10 kV 10/10/3 MVA SET LAMBAYEQUE LAMBA10A 2029 PAMPA PAÑALÁ 2025 2026 ILLIMO PEOT 2026 OLMOS 2027 TUMAN LA VIÑA PEOT LAVIN010A 2025 2027 CUTERVO

  20. PROPUESTA DE SOLUCIÓN AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

  21. UBICACIÓN DE SETs

  22. Grafico 1.2 Área del sistema con problemas de sobrecarga (entre las SET 1, SET 2 y SET 3) SET 4 Ubicación y contornos del área del influencia de la nueva SET SET 4 SET 1 SET 1 SET 2 SET 2 SET 3 SET 3 Determinación de la demanda de la SET nueva SET 4 SET 1 SET 2 SET 3 La demanda de la nueva SET será igual a la suma de las demandas incluidas de las áreas A, B, C y D. A su vez dichas cargas que también corresponden a las cargas que fueron transferidas por las SET 2, SET 4, SET 1 y SET 3 a la nueva SET, respectivamente.

  23. ELECTRONORTE S.A. Departamento de Ingeniería y Análisis ATENCION : SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN SET OLMOS –DISTRITO. OLMOS - Departamento De Lambayeque

  24. SISTEMA ELÉCTRICO CHICLAYO - OLMOS ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 1 Los refuerzos en transmisión propuestos para la Alternativa 2, se resumen a continuación: Los refuerzos en transmisión propuestos para la Alternativa 1, se resumen a continuación: • Línea de transmisión Nueva Motupe - L6036 60 kV - 0.5 km- AAAC 120mm2. Propuesto para el 2026 • Línea de transmisión Morrope – Nueva Motupe 220 kV - 60 km - AAAC 500mm2. Propuesto para el 2026 • Línea de transmisión Morrope 220 kV - 25 km - AAAC 500mm2. Propuesto para el 2026 • Línea de transmisión Nueva Motupe - L6036 60 kV - 0.5 km- AAAC 120mm2. Propuesto para el 2026 • Línea de transmisión Tierras Nuevas – Nueva Motupe 220 kV - 60 km - AAAC 500mm2. Propuesto para el 2026 • Línea de transmisión Morrope 60 kV - 25 km - AAAC 240mm2. Propuesto para el 2026 Lambayeque Norte – Lambayeque Norte – Para esta alternativa, se considera la operación en anillo desde las subestaciones Lambayeque Norte 220/60 kV y Tierras Nuevas 220/60 kV. Asimismo, suministro de subestaciones; el suministro de las subestaciones Íllimo, la Viña y Morrope, se realiza desde la S.E Lambayeque Norte 220/60 kV, y el suministro de las subestaciones Pampa Pañala, Nueva Motupe, Olmos y Occidente, se realiza desde la S.E Tierras Nuevas 220/60 kV. se considera la redistribución de

  25. COMPARACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS De acuerdo con el análisis económico efectuado, se concluye que se debe seleccionar la Alternativa 1, compuesta por: • Línea de transmisión Tierras Nuevas – Nueva Motupe 220 kV - 60 km - AAAC 500mm2. Propuesto para el 2026 • Línea de transmisión Lambayeque Norte – Morrope 60 kV - 25 km - AAAC 240mm2. Propuesto para el 2026 Asimismo, se considera la redistribución de suministro de subestaciones; el suministro de las subestaciones Íllimo, la Viña y Morrope, se realiza desde la S.E Lambayeque Norte 220/60 kV, y el suministro de las subestaciones Pampa Pañala, Nueva Motupe, Olmos y Occidente, se realiza desde la S.E Tierras Nuevas 220/60 kV. Esta alternativa será postergada al año 2028, debido a que se debe desarrollar los estudios, trámites de aprobaciones y procesos logísticos correspondientes.

  26. SISTEMA ELÉCTRICO CHICLAYO - CHICLAYO BAJA DENSIDAD PROPUESTA DE SOLUCIÓN POR CONFIABILIDAD Debido a que las alternativas de transmisión en 60 kV desde la S.E Chiclayo Centro, no brindan solución ante contingencias N-1, se propone la construcción de una nueva subestación de 220/60 kV en un punto cercano a la S.E Pomalca. Los refuerzos en transmisión propuestos se resumen a continuación: Línea de transmisión Reque – Nueva Pomalca 220 kV - 12 km - AAAC 500 mm2. Propuesto para el 2028 - Subestación Nueva Pomalca 220/60 kV – 50 MVA. Propuesto para el 2028 - Línea de transmisión Nueva Pomalca – Pomalca 60 kV – 0.3 km - AAAC 240 mm2. Propuesto para el 2028 Otro proyecto propuesto corresponde a la nueva Subestación Mocupe 60/22.9/10 kV, cuya justificación se basa en la necesidad de descargar la SET Cayalti y la atención de cargas muy alejadas a nivel de distribución. Los refuerzos en transmisión propuestos de este proyecto se resumen a continuación: - Línea de transmisión Cayaltí – Mocupe 60 kV – 17.6 km - AAAC 240 mm2. Propuesto para el 2025 - Subestación Mocupe 60/22.9/10 kV – 30 MVA. Propuesto para el 2025 - Esta alternativa será postergada al año 2027, debido a que se debe desarrollar los estudios, trámites de aprobaciones y procesos logísticos correspondientes. Adicionalmente, por motivos de antigüedad y obsolescencia, es necesario cambiar las celdas de 60 KV y de MT, del transformador de la SECHO que va a ser reemplazado por uno de 30 MVA.

  27. SISTEMA ELÉCTRICO BAMBAMARCA - CHOTA Propuesta de Solución Del diagnóstico realizado se determinó que no se presentarán problemas de sobrecarga en líneas de transmisión, ni problemas de tensión el largo plazo (2032). Sin embargo, se está proponiendo la construcción de la nueva Subestación Chimban 60/22.9 kV, cuya justificación se basa en la atención de cargas muy alejadas a nivel de distribución. Los refuerzos en transmisión propuestos de este proyecto se resumen a continuación: • Línea de transmisión Chota – Chimban 60 kV – 54.5 km - AAAC 240 mm2. Propuesto para el 2025. • Subestación Chimban 60/22.9 kV – 30 MVA. Propuesto para el 2025.

  28. COSTOS DE INVERSIÓN Y DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO OSINERGMIN F-306 RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$ ÁREA DE DEMANDA: 2 ELECTRONORTE AÑO 2025 2026 2027 2028 2029 INVERSIÓN AT 2 457 231,72 7 609 041,41 3 589 810,12 INVERSIÓN ACUMULADA AT 2 457 231,72 2 457 231,72 10 066 273,13 13 656 083,25 13 656 083,25 MAT MAT/AT 863 386,09 561 427,35 8 693 124,32 AT/MT 1 044 989,17 1 443 480,52 12 402 072,72 2 693 997,86 TOTAL 3 502 220,89 2 306 866,61 20 572 541,48 32 652 909,46 MAT MAT/AT 863 386,09 1 424 813,44 10 117 937,76 10 117 937,76 AT/MT 1 044 989,17 2 488 469,69 14 890 542,41 17 584 540,27 17 584 540,27 TOTAL 3 502 220,89 5 809 087,50 26 381 628,98 59 034 538,43 59 034 538,43 17 675 977,16 - - - - 17 675 977,16 17 675 977,16 - - - - - - - - - - OSINERGMIN F-401 RESUMEN DE COSTOS DE COYM US$ ÁREA DE DEMANDA: 2 ELECTRONORTE AÑO 2025 2026 2027 2028 2029 COYM COYM ACUMULADA AT 69 539,66 69 539,66 284 875,53 386 467,16 386 467,16 MAT MAT/AT 29 009,77 18 863,96 292 088,98 AT 69 539,66 AT/MT 42 891,81 45 269,96 393 890,38 84 690,08 TOTAL 112 431,47 74 279,73 628 090,21 1 072 283,52 MAT MAT/AT 29 009,77 47 873,73 339 962,71 339 962,71 AT/MT 42 891,81 88 161,78 482 052,16 566 742,24 566 742,24 TOTAL 112 431,47 186 711,21 814 801,42 1 887 084,94 1 887 084,94 593 912,83 - - - - 215 335,87 101 591,63 593 912,83 593 912,83 - - - - - - - - - -

  29. PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN

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