Estudio del Plan de Inversiones en Transmisión de Electro Ucayali

para el 2017 – 2021

BASE LEGAL

Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). Reglamento de la LCE (Artículo 139°). Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Resolución N° 217-2013-OS/CD: Norma Tarifas y Compensaciones

para SST y SCT. Resolución N° 083-2015-OS/CD: Áreas de Demanda. Resolución N° 016-2015-OS/CD: Módulos Estándares de Inversión. Resolución N° 635-2007-OS/CD: Porcentajes para determinar el

COyM.

ÍNDICE

INDICE

1. Metodología. 2. Proyección de la Demanda de Energía y Potencia. 3. Análisis de alternativas 4. Propuesta del Plan de Inversiones.

Metodología

Figura 1 Flujograma del Proceso de Plan de Inversiones

DESCRIPCIÓN La proyección para el Área de Demanda 14 incluye instalaciones de ELUC e ISA-REP, y se tomaron como base las demandas históricas del periodo 1996-2014 y las cargas puntuales de grandes clientes con proyectos debidamente sustentados, La proyección se efectuó para tres escenarios (optimista, medio y conservador), según las siguientes etapas: Recopilación de la información requerida: datos de potencia cada 15 minutos;

identificación de los Clientes Libres; series históricas de PBI, clientes, población regional, ventas; datos de potencia máxima y coincidente,

Proyección global de la demanda de energía para los usuarios regulados y en forma concentrada para los Clientes libres; posterior integración de pérdidas a nivel de BT y MT,

La proyección de la demanda de energía se separó por sistema eléctrico, SET, nivel de tensión, y tipo de usuario,

Transformación de la proyección de la energía a proyección de potencia coincidente a niveles de MT y AT utilizando los factores FC, FCP y FS,

Caracterización espacial de la carga en el área de demanda por densidad de carga utilizando un modelo de zonificación del mercado eléctrico,

PROYECCIÓN DE DEMANDA

Información histórica disponible

(1996 - 2014)

Proyección de ventas globales de energía por el Método de Tendencias

(Curvas: Polinómica, Lineal, Logarítmica y

Exponencial

Proyección de ventas globales de energía por el

Método Econométrico (Variables: PBI, N°

Clientes, Población y Precio Energía)

Ajuste final de la proyección de ventas globales de energía

Adición de cargas adicionales

Proyección final de las ventas globales de

energía

Proyección de Ventas Globales de Energía

Proyección de Ventas de energía por Sistema

Método de Tendencias (Datos 1996-2014)

Proyección de ventas de energía por Sistema y

por SET

Proyección de la energía distribuida por SET

(incluye las pérdidas en MT y BT)

Proyección de la demanda de potencia a

nivel de SET

Proyección de la Demanda

Se ha estimado en base a la mixtura de los modelos de tendencia y econométrico, que las ventas crecerán en promedio anual de 5,19% en MT y BT,

AREA DE DEMANDA: 14

AÑO TOTAL Tasa de

AT MT BT VENTAS Crecimiento

2013 0 95,152 131,561 226,713

2014 0 110,996 141,666 252,662 11.45%

2015 0 118,203 150,864 269,067 6.49%

2016 0 127,050 162,155 289,205 7.48%

2017 0 136,676 174,440 311,116 7.58%

2018 0 145,413 185,591 331,004 6.39%

2019 0 154,495 197,184 351,679 6.25%

2020 0 163,930 209,225 373,155 6.11%

2021 0 173,722 221,722 395,444 5.97%

2022 0 183,877 234,683 418,560 5.85%

2023 0 194,395 248,108 442,503 5.72%

2024 0 205,288 262,010 467,298 5.60%

2025 0 216,561 276,398 492,959 5.49%

2026 0 228,213 291,270 519,483 5.38%

2027 0 240,263 306,649 546,911 5.28%

2028 0 252,703 322,526 575,229 5.18%

2029 0 265,545 338,917 604,462 5.08%

2030 0 278,789 355,820 634,609 4.99%

2031 0 292,452 373,259 665,711 4.90%

2032 0 306,527 391,223 697,751 4.81%

2033 0 321,027 409,729 730,756 4.73%

2034 0 335,956 428,783 764,738 4.65%

2035 0 351,312 448,383 799,695 4.57%

2036 0 367,116 468,553 835,669 4.50%

2037 0 383,359 489,283 872,642 4.42%

2038 0 400,045 510,580 910,625 4.35%

2039 0 417,194 532,468 949,663 4.29%

2040 0 434,798 554,936 989,734 4.22%

2041 0 452,868 577,999 1,030,868 4.16%

2042 0 471,411 601,665 1,073,075 4.09%

2043 0 490,430 625,940 1,116,370 4.03%

2044 0 509,925 650,820 1,160,745 3.97%

2045 0 529,914 676,333 1,206,248 3.92%

2046 0 550,544 702,664 1,253,208 3.89%

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

TASA PROMEDIO (%) : 5.19% 5.19% 5.19%

PROYECCIÓN DE VENTAS GLOBALES(1) DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS REGULADOS

NIVEL DE TENSIÓN:

Proyección de la Demanda Proyección de la Demanda

Proyección de la Demanda

Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

1. Definición de las alternativas de expansión a evaluar.

2. Determinación de la potencia óptima de las SETs MAT/AT/MT para cada alternativa de expansión.

3. Expansión de SETs AT/MT y MAT/MT y Proyección de la demanda en SETs nuevas y existentes.

4. Determinación de la configuración óptima de las redes (SETs MAT/AT y AT/MT y líneas de transmisión en MAT y AT) para el año 30.

5. Determinación de la configuración óptima de las redes para el año 10. Cumpliendo con el principio de adaptación a la demanda, esta configuración debe guardar coherencia con las redes obtenidas para el año 30.

6. Determinación de la expansión óptima del sistema eléctrico para los años 1, 2, 3, 4, 5 y 8. Se toma como punto de partida la red prevista para el año inicial (2017) y se busca como objetivo alcanzar la red obtenida para el año 10.

7. Selección del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER).

Selección de la Alternativa Óptima

Alternativa N° 1.- Propone como subestación principal de suministro de energía en 220 kV la SET Parque Industrial.

Alternativa N° 1.- Propone interconectar el sistema eléctrico Atalaya al SEIN mediante un sistema de transmisión en 138kV que partiría de la central hidroeléctrica Yaupi .

Alternativa N° 2.- Propone interconectar el sistema eléctrico Atalaya al SEIN mediante un sistema de transmisión en 138 kV que partiría de la futura C.H. Runatullo.

Sistema Eléctrico Pucallpa

Sistema Eléctrico Atalaya

Análisis de Alternartivas

Alternativa N° 2.- Propone como subestación principal de suministro de energía en 220 kV la SET Manantay.

Alternativa 1

Sistema Eléctrico Pucallpa

Alternativa 2

Alternativa 1

Sistema Eléctrico Atalaya

Alternativa 2

Comparación de Alternativas

OSINERGMIN F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA ÓPTIMA

ÁREA DE DEMANDA: 14

SISTEMA ELÉCTRICO Campo Verde, Pucallpa

Costos de Explotación(4)

Nombre Descripción Transformación(3) Total OYM PÉRDIDAS Costo Total

Alternativa(2) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$

Alternativa 1

Se propone como subestación principal de suministro

de energía en 220/60 kV la SET SEPI. Esta alternativa

propone la implementación de 4 nuevas subestaciones

de transformación, la modificación de la SET SEYA y

SEPI.

13,528,591 956,157 909,593 2,345,469 17,739,810 4,812,059 1,921,265 24,473,133

Alternativa 2

Se propone como subestación principal de suministro

de energía en 220/60 kV la SET SEMA. Esta alternativa

propone la implementación de 4 nuevas subestaciones

de transformación, la modificación de la SET SEYA y

SEPI.

12,643,716 1,884,408 831,850 2,935,103 18,295,078 4,452,801 1,471,474 24,219,353

Alternativa Seleccionada : Alternativa 2 - Conexión del Área 14 mediante una ST de 220 kV Aguaytía - Neshuya - Campo Verde - Manantay

Costos de Inversión(4)

Transmisión

Sistema Eléctrico Pucallpa

Trazo de la Alternativa 2 – Sistema Eléctrico Pucallpa, Campo Verde y Aguaytía

Propuesta de Plan de Inversiones

GRACIAS