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Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A. VOLUMEN I RESUMEN EJECUTIVO Página 2

INDICE

I. RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................ 3

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................... 3 2. ANTECEDENTES .................................................................................................................................... 3 3. INFORMACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS EXISTENTES ................................................................ 3

3.1. ÁREA DE DEMANDA .................................................................................................................. 3

3.2. SISTEMAS ELÉCTRICOS DE ELECTROCENTRO S.A. ..................................................................... 4

4. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ELECTROCENTRO ................ 4 4.1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................................................... 4

4.2. SUBESTACIONES DE POTENCIA ................................................................................................. 4

II. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ........................................ 5

1. OBJETIVO.............................................................................................................................................. 5 2. TASAS DE CRECIMIENTO DE PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO REGULADO DEL

ÁREA DE DEMANDA ............................................................................................................................. 5 2.1. DATOS HISTÓRICOS .................................................................................................................. 5

2.2. PROYECCIÓN VENTAS - USUARIOS REGULADOS ...................................................................... 6

3. TASAS DE CRECIMIENTO DE PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO REGULADO DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE TRANSMISIÓN ..................................................................................... 8

4. DEMANDA NO COINCIDENTE DE MERCADO REGULADO................................................................... 12

III. DETERMINACIÓN DEL SER ....................................................................................... 17

1. OBJETIVOS .......................................................................................................................................... 17 2. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SER DEFINIDO PARA CADA SISTEMA ELÉCTRICO .................................. 17

2.1. SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO ............................................................................................ 17

2.2. SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS ................................................................................................. 17

2.3. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA ..................................................................................... 18

2.4. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO ............................................................................................ 18

2.5. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO ....................................................................... 18

2.6. SISTEMA YAUPI OXAPAMPA ................................................................................................... 22

2.7. SISTEMA ELÉCTRICO PASCO .................................................................................................... 24

2.8. SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO ............................................................................................. 25

2.9. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 27

3. COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ........................................... 28 3.1. ASPECTOS GENERALES ............................................................................................................ 28

3.2. COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL ............................................................................................... 29

3.3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ......................................................................... 30


I. RESUMEN EJECUTIVO

1. INTRODUCCIÓN

El presente informe corresponde al estudio técnico económico que contiene la propuesta de Plan de Inversiones para el Sistema Secundario y Complementario de Transmisión de Electrocentro S.A. y se presenta en cumplimiento de lo establecido al respecto en los “Procedimientos para la Fijación de Precios regulados”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N°775-2007-Oos/cd. La determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), considera los criterios precisados en la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secunndarios y Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobada por resolución OSINERGMIN N° 217-2013-OS/CD. El informe consta de tres volúmenes: Volumen 1: Resumen Ejecutivo. Volumen 2: Proyección de demanda eléctrica. Volumen 3: Determinación del Sistema Eléctrico a remunerar (SER) y Plan de Inversiones de Electrocentro.

2. ANTECEDENTES

El 23 de julio del 2006 se publicó la Ley N° 28832, la cual tiene entre sus objetivos el perfeccionamiento del marco legal para la regulación de los sistemas de transmisión eléctrica establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. 25844). Con el fin de reglamentar la Ley, en los aspectos referentes a la transmisión eléctrica, se expidió el D.S. N° 027-2007-EM y luego se publicó la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión”, con el fin de establecer los criterios y metodología para la determinación de los sistemas eléctricos a remunerar (SER) y el Plan de Inversiones de los SST y SCT. Dentro de este marco general, se ha desarrollado el presente estudio, el mismo que abarca los aspectos indicados en los tres volúmenes que lo integran.

3. INFORMACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS EXISTENTES

3.1. ÁREA DE DEMANDA

ELECTROCENTRO se encuentra dentro del Área de Demanda 5, junto con los titulares de transmisión SN POWER, Cemento Andina S.A., Consorcio Andino S.A., Consorcio Energético Huancavelica S.A. (CONENHUA),Adinelsa, Electroperú S.A. y Red de Energía del Perú (REP).


3.2. SISTEMAS ELÉCTRICOS DE ELECTROCENTRO S.A.

Dentro del área de concesión de Electrocentro se han configurado los siguientes sistemas de transmisión:

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San Francisco

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, Pozuzo

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu

Pampas, San Balbin, Tablachaca, Pampas SER, San Balbin SER, Tablachaca SER.

Tocache

Haytará, Chocorbos.

Pangoa.

4. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ELECTROCENTRO

Las instalaciones de transmisión existentes tienen las siguientes características generales:

4.1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

El sistema eléctrico de transmisión de ELECTROCENTRO cuenta con instalaciones en los niveles de tensión de 138 KV, 66 KV, 60 KV Y 33 KV. Las líneas están diseñadas con conductores de aluminio y se ubican geográficamente en la zona de sierra y selva; con tipos de estructura de madera, concreto y metálicas.

4.2. SUBESTACIONES DE POTENCIA

En el estudio se han considerado subestaciones de transformación pertenecientes a Electrocentro, Adinelsa, Electroperú, Conenhua y Cemento Andino.


II. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA

1. OBJETIVO

Se ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 5. Para esto, se ha efectuado lo siguiente:

Se ha determinado las tasas de crecimiento de las ventas de energía del mercado regulado del Área de Demanda para el periodo 2015 al 2044.

Se ha determinado las tasas de crecimiento de las ventas de energía de los sistemas eléctricos de transmisión, para el periodo 2015 al 2044. Éstos han sido ajustados al crecimiento proyecto del Área de Demanda 5.

Con los valores de potencia por barra obtenidos a partir de los pulsos, se ha proyectado su crecimiento vegetativo con las tasas de crecimiento de ventas de energía del mercado regulado de los sistemas de transmisión.

Finalmente se han agregado las demandas de los clientes libres y las demandas adicionales.

2. TASAS DE CRECIMIENTO DE PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO REGULADO DEL ÁREA DE DEMANDA

2.1. DATOS HISTÓRICOS

Las ventas históricas de energía de Usuarios Regulados corresponden a la información remitida por Electrocentro para el periodo 1996-2014. Se ha agregado la demanda de las demás empresas concesionarias que operan dentro del área de demanda.


VENTAS DEL MERCADO REGULADO DEL ÁREA DE DEMANDA

Fuente: Electrocentro, (ventas de energía mensual por sistema_96-2014.xlsx)

2.2. PROYECCIÓN VENTAS - USUARIOS REGULADOS

Para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados del área de demanda 5 se consideran modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población, los clientes y precio medio como variables explicativas para el periodo 2015 – 2018 y modelos de tendencia para el periodo 2019 al 2044.

AÑO

AT MT(1) BT(1) Sub-Total

1996 0 60 702 190 179 250 881

1997 0 53 895 209 704 263 599

1998 0 55 614 224 152 279 767

1999 0 48 842 240 229 289 071

2000 0 54 140 245 223 299 363

2001 0 48 971 242 740 291 711

2002 0 50 119 261 162 311 281

2003 0 47 140 273 100 320 240

2004 0 55 479 296 755 352 234

2005 851 74 529 321 340 396 721

2006 18 041 81 393 346 052 445 486

2007 25 069 94 244 378 240 497 552

2008 14 838 89 585 409 150 513 573

2009 1 310 101 861 430 576 533 748

2010 4 584 105 289 462 451 572 323

2011 7 133 104 487 496 940 608 561

2012 7 598 116 030 523 660 647 288

2013 7 310 131 449 565 203 703 962

2014 3 166 136 168 588 499 727 833

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

Mercado Regulado

USUARIOS REGULADOS - AREA 05


PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA (MWh) DE USUARIOS REGULADOS

DEL AREA DE DEMANDA 5

Fuente: Elaboración Propia

SISTEMA ELÉCTRICO

AÑO TOTAL Tasa de

AT MT BT VENTAS Crecimiento

2014 3 166 136 168 588 499 727 833

2015 3 166 147 363 627 355 777 884 6.91%

2016 3 166 159 244 668 013 830 424 6.78%

2017 3 166 171 812 710 473 885 451 6.65%

2018 3 166 185 067 754 734 942 968 6.52%

2019 3 166 199 009 800 797 1 002 972 6.38%

2020 3 166 213 637 848 662 1 065 465 6.25%

2021 3 166 228 952 898 328 1 130 447 6.12%

2022 3 166 244 954 949 797 1 197 917 5.99%

2023 3 166 261 643 1 003 067 1 267 876 5.86%

2024 3 166 279 019 1 058 138 1 340 323 5.73%

2025 3 166 297 081 1 115 012 1 415 259 5.60%

2026 3 166 315 830 1 173 687 1 492 683 5.48%

2027 3 166 335 265 1 234 164 1 572 595 5.36%

2028 3 166 355 388 1 296 442 1 654 996 5.25%

2029 3 166 376 197 1 360 522 1 739 886 5.14%

2030 3 166 397 693 1 426 404 1 827 264 5.03%

2031 3 166 419 876 1 494 088 1 917 130 4.93%

2032 3 166 442 746 1 563 573 2 009 485 4.83%

2033 3 166 466 302 1 634 860 2 104 329 4.73%

2034 3 166 490 545 1 707 949 2 201 661 4.63%

2035 3 166 515 475 1 782 840 2 301 481 4.54%

2036 3 166 541 092 1 859 532 2 403 790 4.45%

2037 3 166 567 395 1 938 026 2 508 587 4.37%

2038 3 166 594 385 2 018 322 2 615 873 4.28%

2039 3 166 622 062 2 100 419 2 725 647 4.20%

2040 3 166 650 426 2 184 318 2 837 910 4.12%

2041 3 166 679 476 2 270 019 2 952 661 4.05%

2042 3 166 709 213 2 357 522 3 069 901 3.97%

2043 3 166 739 637 2 446 826 3 189 629 3.90%

2044 3 166 770 748 2 537 932 3 311 846 3.84%

NIVEL DE TENSIÓN:


3. TASAS DE CRECIMIENTO DE PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO REGULADO DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE TRANSMISIÓN

En el Área 5, se han proyectado las demandas de los 11 sistemas eléctricos de transmisión, los que se muestran a continuación:

DIAGRAMAS UNIFILARES DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN


Fuente: Diagramas Unifilares 2013, Osinergmin

Considerando los métodos de tendencia seleccionados para cada uno de los sistemas eléctricos de transmisión, se tiene las siguientes tasas de crecimiento:


Tasas de Crecimiento Ajustados

Las tasas de proyección de las ventas reguladas han sido ajustadas, de tal forma que la suma de las ventas proyectadas de energía de los sistemas de transmisión totalicen lo estimado en la proyección de las ventas de Electrocentro.



4. DEMANDA NO COINCIDENTE DE MERCADO REGULADO

Considerando la información de las potencia de los registros cada 15 minutos, se ha obtenido la demanda coincidente del mercado regulado, en los casos donde los registros incluyan clientes libres, a la potencia registrada se le ha descontado la demanda del cliente libre. Obteniéndose los siguientes resultados:


PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA NO COINCIDENTE (MW)

USUARIOS REGULADOS (2)

AREA DE DEMANDA:

SISTEMA SUBESTACIÓN BARRA TENSIÓN

kV 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025 2030 2035 2040 2044

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Cangallo CANGA023 22.90 2.35 2.47 2.63 2.79 2.95 3.12 3.30 3.50 4.37 5.70 7.32 9.15 10.68

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. San Francisco SFRAN023 22.90 4.89 5.15 5.47 5.79 6.14 6.49 6.87 7.27 9.08 11.86 15.22 19.02 22.21

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Ayacucho AYACU010 10.00 14.05 14.80 15.71 16.66 17.63 18.65 19.74 20.90 26.10 34.10 43.74 54.68 63.85

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Ayacucho AYACU023 22.90 2.58 2.72 2.88 3.06 3.24 3.42 3.63 3.84 4.79 6.26 8.03 10.04 11.73

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Huanta HUANT010.Cons 10.00 2.23 2.35 2.49 2.64 2.80 2.96 3.14 3.32 4.14 5.42 6.95 8.68 10.14

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Huanta HUANT023.Cons 22.90 0.90 0.95 1.01 1.07 1.13 1.20 1.27 1.34 1.67 2.19 2.81 3.51 4.09

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Machahuay MACHA023 23.00 0.99 1.04 1.10 1.17 1.24 1.31 1.39 1.47 1.84 2.40 3.08 3.84 4.49

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Friaspata FRIAS010 10.00 3.27 3.36 3.48 3.60 3.72 3.84 3.97 4.10 4.66 5.45 6.32 7.19 7.82

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Huancavelica Norte HCVLN023 22.90 1.46 1.50 1.55 1.60 1.66 1.71 1.77 1.82 2.08 2.43 2.81 3.20 3.48

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Ingenio_ INGEN023C 22.00 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.06 0.06 0.07 0.09 0.10 0.11

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Rumichaca RIMIC023 22.90 2.13 2.19 2.27 2.34 2.42 2.50 2.58 2.67 3.03 3.55 4.11 4.68 5.09

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Caudalosa CAUDA023 22.90 0.14 0.14 0.14 0.15 0.15 0.16 0.16 0.17 0.19 0.23 0.26 0.30 0.33

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Chala Nueva CHANU013 13.20 0.24 0.25 0.26 0.27 0.29 0.30 0.31 0.33 0.40 0.52 0.66 0.81 0.95

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. El Machu ELMAC023 22.90 0.12 0.12 0.13 0.13 0.14 0.15 0.15 0.16 0.20 0.25 0.32 0.40 0.47

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. El Machu ELMAC013 13.20 0.46 0.48 0.50 0.52 0.55 0.57 0.60 0.63 0.77 0.99 1.26 1.56 1.82

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E.Huayucachi II HUAYU010 10.00 4.61 4.79 5.02 5.26 5.51 5.77 6.06 6.36 7.76 9.96 12.65 15.71 18.29

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Parque Industrial PINDU010.Cons 10.00 11.25 11.68 12.23 12.82 13.43 14.07 14.77 15.52 18.94 24.30 30.84 38.31 44.62

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Chupaca CHUPA013 13.20 4.48 4.65 4.87 5.11 5.35 5.60 5.88 6.18 7.54 9.68 12.28 15.26 17.77

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Huancayo Este HCYOE010 10.00 8.20 8.51 8.92 9.34 9.79 10.25 10.76 11.31 13.80 17.71 22.47 27.92 32.51

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Comas COMAS013 13.20 0.54 0.56 0.58 0.61 0.64 0.67 0.70 0.74 0.90 1.16 1.47 1.82 2.12

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Concepcion CONCEO013 13.20 5.82 6.04 6.33 6.63 6.95 7.28 7.64 8.03 9.80 12.57 15.96 19.82 23.08

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Huarisca HUARI013 13.20 0.34 0.36 0.37 0.39 0.41 0.43 0.45 0.47 0.58 0.74 0.94 1.17 1.36

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Chuicon CHUIC007 7.00 0.004 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. EL Tambo ELTAM007 7.00 0.008 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. La Libertad LALIB007 7.00 0.006 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Matapa MATAP013 13.20 0.21 0.22 0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.29 0.35 0.45 0.57 0.71 0.82

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Salesianos SALES010_14 10.00 13.34 13.84 14.50 15.20 15.92 16.68 17.51 18.40 22.45 28.81 36.56 45.42 52.89

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Salesianos SALES010_9 10.00 5.37 5.57 5.84 6.12 6.41 6.72 7.05 7.41 9.04 11.60 14.72 18.29 21.30

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Xauxa XAUXA013 13.20 4.10 4.25 4.45 4.67 4.89 5.12 5.38 5.65 6.89 8.85 11.23 13.95 16.24

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. Huánuco HUANU010 10.50 15.53 16.52 17.72 18.98 20.29 21.67 23.16 24.74 31.98 43.33 57.27 73.40 87.19

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. Huánuco HUANU023 22.90 5.84 6.21 6.66 7.13 7.63 8.14 8.71 9.30 12.02 16.29 21.53 27.59 32.77

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. Huánuco HUANU023_4 22.90 1.90 2.02 2.17 2.32 2.48 2.65 2.83 3.03 3.91 5.30 7.01 8.98 10.67

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Aucayacu AUCAY023 22.90 1.39 1.46 1.55 1.65 1.75 1.86 1.97 2.10 2.65 3.52 4.58 5.79 6.82

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. La Unión UNION023 23.00 2.55 2.71 2.91 3.11 3.33 3.56 3.80 4.06 5.25 7.11 9.40 12.04 14.31

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Tingo María TINGO023 22.90 1.44 1.52 1.62 1.72 1.82 1.93 2.05 2.18 2.76 3.66 4.76 6.02 7.09

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Tingo María TINGO010 10.00 5.54 5.84 6.22 6.60 7.01 7.43 7.89 8.38 10.60 14.06 18.29 23.14 27.27

Potencia (MW) (1)


Considerando las demandas de clientes libres y de las nuevas cargas que ingresarían, la demanda proyectada para cada sistema eléctrico será la que se muestra en los cuadros siguientes:

RESUMEN DE LA PROYECCION DE LA POTENCIA NO COINCIDENTE (MW)

AREA DE DEMANDA:

SISTEMA SUBESTACIÓN BARRA TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025 2030 2035 2040 2044

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 12 17 22 27 TC

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Cangallo CANGA023 22.90 2.35 2.57 2.93 3.09 3.25 3.42 3.60 3.80 4.67 6.00 7.62 9.45 10.98 5.27%

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. San Francisco SFRAN023 22.90 4.89 5.37 7.29 7.62 7.96 8.31 8.69 9.09 10.91 13.69 17.04 20.85 24.04 5.45%

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Ayacucho AYACU010 10.00 14.05 14.80 20.12 23.57 24.54 25.56 26.65 27.81 33.01 41.01 50.65 61.59 70.76 5.54%

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Ayacucho AYACU023 22.90 2.58 3.17 3.33 3.96 4.14 4.32 4.53 4.74 5.69 7.16 8.93 10.94 12.63 5.44%

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Huanta HUANT010.Cons 10.00 2.23 2.35 2.49 2.64 2.80 2.96 3.14 3.32 4.14 5.42 6.95 8.68 10.14 5.18%

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Huanta HUANT023.Cons 22.90 0.90 1.95 2.01 2.07 2.13 2.20 2.27 2.34 2.67 3.19 3.81 4.51 5.09 5.94%

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San FranciscoS.E. Machahuay MACHA023 23.00 0.99 1.04 1.10 1.17 1.24 1.31 1.39 1.47 1.84 2.40 3.08 3.84 4.49 5.18%

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Friaspata FRIAS010 10.00 3.27 3.36 3.48 3.60 3.72 3.84 3.97 4.10 4.66 5.45 6.32 7.19 7.82 2.95%

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Friaspata HCVLC060 60.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Huancavelica Norte HCVLN023 22.90 1.46 1.50 1.55 1.60 1.66 1.71 1.77 1.82 2.08 2.43 2.81 3.20 3.48 2.95%

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Ingenio_ INGEN023C 22.00 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.06 0.06 0.07 0.09 0.10 0.11 2.95%

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Ingenio (Cascabamba)INGEN023A 22.90 5.88 5.88 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 7.38 0.76%

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Rumichaca RIMIC023 22.90 2.13 2.19 2.27 2.34 2.42 2.50 2.58 2.67 3.03 3.55 4.11 4.68 5.09 2.95%

Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural S.E. Caudalosa CAUDA023 22.90 9.47 9.86 10.30 10.38 10.47 10.57 10.68 10.79 11.30 12.11 13.11 14.25 14.98 1.54%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Chala Nueva CHANU013 13.20 0.24 0.25 0.26 0.27 0.29 0.30 0.31 0.33 0.40 0.52 0.66 0.81 0.95 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. El Machu ELMAC023 22.90 0.12 0.12 0.13 0.13 0.14 0.15 0.15 0.16 0.20 0.25 0.32 0.40 0.47 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. El Machu ELMAC013 13.20 0.46 0.48 0.50 0.52 0.55 0.57 0.60 0.63 0.77 0.99 1.26 1.56 1.82 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E.Huayucachi II HUAYU010 10.00 4.61 4.79 5.24 5.48 5.73 5.99 6.28 6.59 7.99 10.19 12.87 15.93 18.52 4.74%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Parque Industrial PINDU010.Cons 10.00 11.25 12.13 13.01 13.72 14.33 14.97 15.67 16.42 19.84 25.20 31.74 39.22 45.52 4.77%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Chupaca CHUPA013 13.20 4.48 5.08 5.30 7.04 7.28 7.53 7.81 8.11 9.47 11.61 14.21 17.19 19.70 5.06%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Huancayo Este HCYOE010 10.00 8.20 17.51 23.45 24.99 25.44 25.90 26.42 26.96 29.45 33.36 38.13 43.57 48.16 6.08%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Comas COMAS013 13.20 0.54 0.56 0.58 0.61 0.64 0.67 0.70 0.74 0.90 1.16 1.47 1.82 2.12 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Concepcion CONCEO013 13.20 5.82 6.24 8.12 8.43 8.74 9.07 9.44 9.82 11.59 14.37 17.75 21.62 24.88 4.96%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Huarisca HUARI013 13.20 0.34 0.36 0.37 0.39 0.41 0.43 0.45 0.47 0.58 0.74 0.94 1.17 1.36 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Chuicon CHUIC007 7.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. EL Tambo ELTAM007 7.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. La Libertad LALIB007 7.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Matapa MATAP013 13.20 0.21 0.22 0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.29 0.35 0.45 0.57 0.71 0.82 4.70%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Salesianos SALES010_14 10.00 13.34 13.99 15.91 17.24 17.96 18.72 19.55 20.43 24.49 30.85 38.60 47.46 54.93 4.83%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Salesianos SALES010_9 10.00 5.37 8.47 8.74 9.72 10.01 10.32 10.65 11.01 12.64 15.20 18.32 21.89 24.90 5.25%

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4S.E. Xauxa XAUXA013 13.20 4.10 4.25 4.45 4.67 4.89 5.12 5.38 5.65 6.89 8.85 11.23 13.95 16.24 4.70%

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. Huánuco HUANU010 10.50 15.53 18.60 20.61 21.87 23.18 24.56 26.05 27.63 34.87 46.22 60.16 76.29 90.08 6.04%

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. Huánuco HUANU023 22.90 5.84 6.36 7.01 7.48 7.98 8.49 9.06 9.65 12.37 16.64 21.88 27.94 33.12 5.96%

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. Huánuco HUANU023_4 22.90 1.90 2.02 2.17 2.32 2.48 2.65 2.83 3.03 3.91 5.30 7.01 8.98 10.67 5.92%

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2 S.E. La Unión UNION023 23.00 2.55 2.71 2.91 3.11 3.33 3.56 3.80 4.06 5.25 7.11 9.40 12.04 14.31 5.92%



AREA DE DEMANDA:


(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 12 17 22 27 TC

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Aucayacu AUCAY023 22.90 1.39 1.46 1.55 1.65 1.75 1.86 1.97 2.10 2.65 3.52 4.58 5.79 6.82 5.46%

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Piedra Blanca PIEDRAB138 138.00 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 5.42 0.00%

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Tingo María TINGO023 22.90 1.44 1.52 1.62 4.22 4.32 4.43 4.55 4.68 5.26 6.16 7.26 8.52 9.59 6.52%

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu S.E. Tingo María TINGO010 10.00 5.54 5.84 6.92 7.30 7.71 8.13 8.59 9.08 11.30 14.76 18.99 23.84 27.97 5.55%

Tocache S.E. Tocache TOCAC023 22.90 10.63 11.01 11.39 11.80 12.23 12.67 13.12 13.60 15.67 18.65 21.99 25.44 26.12 3.04%

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo S.E. Chanchamayo CHANC023 22.90 6.23 6.80 9.48 9.72 9.98 10.24 10.55 10.87 12.40 14.95 18.31 22.52 26.46 4.94%

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo S.E. Ninatambo NINAT023 22.90 1.89 2.44 2.51 2.58 2.66 2.74 2.83 2.93 3.40 4.17 5.19 6.47 7.66 4.78%

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo S.E. Ninatamo NINA010 10.00 3.76 3.86 4.00 4.14 4.30 4.46 4.64 4.84 5.76 7.30 9.33 11.87 14.25 4.54%

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo Puntayacu PUNTA044 44.00 11.22 11.37 11.57 11.78 12.01 12.24 12.51 12.80 14.15 16.40 19.36 23.08 26.55 2.91%

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo S.E. Condorcocha COND138 138.00 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 44.45 0.00%

Pampas, Tablachaca S.E. Huancayoccasa HCYCC013 13.20 0.50 0.52 0.54 0.56 0.58 0.60 0.62 0.64 0.74 0.86 1.00 1.14 1.24 3.04%

Pampas, Tablachaca S.E. Restitución RESTI013 13.20 0.09 0.09 0.10 0.10 0.10 0.11 0.11 0.12 0.13 0.16 0.18 0.21 0.22 3.04%

Pampas, Tablachaca S.E. Pampas PAMPA023 23.00 1.13 1.17 1.21 1.26 1.30 1.35 1.40 1.45 1.65 1.94 2.25 2.56 2.78 3.04%

Pampas, Tablachaca S.E. Pampas PAMPA010 10.00 1.03 1.06 1.10 1.15 1.19 1.23 1.27 1.32 1.50 1.77 2.05 2.33 2.53 3.04%

Pampas, Tablachaca S.E. Tablachaca TABLA023 22.90 0.70 0.72 0.75 0.78 0.81 0.83 0.86 0.89 1.02 1.20 1.39 1.58 1.72 3.04%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Cinco Manantiales CINCOMAN138 138.00 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 17.51 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Carhuamayo (22.9) CARHU023 22.90 0.94 1.00 1.07 1.15 1.23 1.31 1.40 1.50 1.94 2.64 3.50 4.49 5.35 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Carhuamayo (13.2) CARHU013 13.20 0.71 1.00 1.05 1.11 1.17 1.23 1.30 1.37 1.71 2.23 2.87 3.62 4.26 6.18%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Chaprin (2.4) CHAPR002 2.40 1.20 1.28 1.37 1.47 1.57 1.68 1.79 1.92 2.48 3.37 4.47 5.75 6.84 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Curipata CURIP050 50.00 0.29 0.31 0.33 0.36 0.38 0.41 0.43 0.46 0.60 0.82 1.08 1.39 1.65 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Chumpe CHUMP012 12.50 8.11 8.12 8.14 8.15 8.17 8.18 8.20 8.22 8.30 8.44 8.60 8.79 8.96 0.33%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Goyllarisquizga GOYLL013 13.20 0.63 0.67 0.72 0.77 0.82 0.88 0.94 1.01 1.30 1.77 2.35 3.02 3.59 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Andaychagua ANDAY004 4.16 7.35 7.39 7.44 7.50 7.55 7.61 7.68 7.75 8.06 8.56 9.17 9.88 10.49 1.19%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Bellavista BELLA010 10.00 0.14 0.14 0.15 0.17 0.18 0.19 0.20 0.22 0.28 0.38 0.51 0.65 0.77 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Pasco PASCO023 22.90 10.05 10.99 12.56 13.87 14.73 15.62 16.59 17.62 22.35 29.79 38.97 49.62 58.74 6.06%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoAUSTRIA DUVAZ DUVAZ50 50.00 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 3.13 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoCobriza II COBR069 69.00 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 15.89 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoAntuquito ANQUI050 50.00 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 16.21 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoMILPO MILPO050 50.00 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 14.16 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoLa Fundición DR FUNDI050 50.00 48.08 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25 5.25

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Carhuamayo CARHU138 138.00 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 2.76 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoRosaura ROSAU050 50.00 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Yauli (Corona) YAULI50 50.00 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Morococha MORO50 50.00 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 4.07 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoAntagasha_ ANTAG050A 50.00 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 1.84 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoAzulcocha AZULC069 69.00 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Smelter SMELT050 50.00 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 20.51 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoPlanta Victoria VICTO050 50.00 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 6.46 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoMina Carahuacra MINAC050 50.00 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoMahr Tunel MAHRT002 2.40 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 4.35 0.00%



AREA DE DEMANDA:


(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 12 17 22 27 TC

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoSan Cristóbal SCRIS004 4.16 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 2.77 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoSan Cristóbal_ SCRIS002 2.40 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 2.68 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoSan Antonio_ SANTO004 4.16 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.94 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoTiclio TICLI050 50.00 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 4.59 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoExcelsior EXCEL012C 12.00 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 5.10 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoExcelsior EXCEL012A 12.00 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 1.32 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoExcelsior EXCEL012B 12.00 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Huicra HUIC2.4 2.40 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. San Juan SJUAN011 11.00 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 1.65 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. San Juan SJUAN2.4 2.40 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Malpaso MALPA50 50.00 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoAndaychagua ANDAY050 4.16 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoUchucchacua UCHUC033 33.00 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 42.96 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, Pozuzoparagsha 2 PARA2138 138.00 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 3.07 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Shelby SHELB050B 50.00 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 21.64 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Pachachaca PACHA010 10.00 0.00 0.25 0.25 7.00 7.00 7.00 7.80 7.80 7.80 7.80 7.80 7.80 7.80

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoAntuquito ANTUQ002 2.40 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.84 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoCasapalca Norte CASAN004 4.16 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoCarlos Francisco CFRAN050 50.00 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 12.06 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoCasapalca CASAP002 2.40 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 4.93 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoCasapalca CASAP004 4.16 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoSan Mateo SMATE002 2.40 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Toromocho TOROM220 220.00 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 146.63 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Planta de Óxidos PLAOXI138 138.00 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 5.09 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Pichanaki (13.2) PICHA013 13.20 1.68 1.79 1.92 2.06 2.20 2.35 2.51 2.68 3.48 4.72 6.26 8.05 9.58 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Pichanaki PICHA023 23.00 2.34 2.49 2.67 2.86 3.06 3.26 3.49 3.73 4.83 6.57 8.70 11.18 13.31 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Puerto Bermudez PBERM033 33.00 1.90 2.41 2.56 2.71 2.87 3.04 3.23 3.42 4.31 5.72 7.45 9.46 11.19 6.09%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Oxapampa OXAPA023 23.00 1.87 1.98 2.13 2.28 2.44 2.60 2.78 2.97 3.85 5.24 6.94 8.92 10.61 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Villa Rica VRICA023 23.00 1.66 1.76 1.89 2.02 2.16 2.31 2.47 2.64 3.42 4.64 6.16 7.91 9.41 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoC.H. Chalhuamayo CHALH023 22.90 3.17 3.60 4.02 4.40 4.67 4.95 5.26 5.58 7.07 9.42 12.32 15.68 18.56 6.07%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Satipo SATIP023 22.90 5.96 6.79 7.53 8.01 8.51 9.04 9.62 10.23 13.03 17.45 22.89 29.21 34.62 6.04%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Junín JUNIN013 13.20 0.83 0.88 0.95 1.77 6.84 6.91 6.99 7.08 7.47 8.08 8.84 9.73 10.48 8.81%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Marcavalle MARCA010 10.00 2.41 2.56 2.75 2.94 3.14 3.36 3.59 3.84 4.97 6.76 8.95 11.51 13.69 5.96%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoS.E. Morococha MOR2.4 2.40 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 4.66 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoParagsha PARAG220 220.00 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 21.61 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoParagsha 1 PARAG050 50.00 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 9.96 0.00%

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo, San José, Yaupi, Junín, Pichanaki, Chalhuamayo-Satipo, PozuzoParagsha 1 PARAG012 12.00 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 0.00%

TOTAL MAT 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247 0.00%

AREA TOTAL AT 247 204 205 205 206 206 207 207 209 213 218 224 230

TOTAL MT 273 302 335 365 382 395 410 424 492 596 725 872 994 4.41%

TOTAL 766 753 787 817 834 847 863 878 948 1 056 1 189 1 342 1 471 2.20%


III. DETERMINACIÓN DEL SER

1. OBJETIVOS

El presente estudio tiene los siguientes objetivos principales:

Analizar la operación del sistema eléctrico de ELECTROCENTRO en estado estacionario para asegurar la calidad del servicio en relación a los niveles de tensión en las principales barras del sistema y de los niveles de carga en las líneas de transmisión y transformadores.

Analizar la operación del sistema conforme se vaya introduciendo nuevas instalaciones y el equipamiento progresivo que conforman el planeamiento propuesto y que hagan viable la operación del sistema eléctrico de ELECTROCENTRO.

Determinar las pérdidas eléctricas en los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO.

2. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SER DEFINIDO PARA CADA SISTEMA ELÉCTRICO

2.1. SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO

En el sistema eléctrico Ayacucho no se presentan problemas en el sistema de transmisión. El nuevo punto de suministro desde la subestación Mollepata 220 kV, permite la descarga de líneas y el adecuado control de tensiones en barra, hasta el horizonte de estudio 2026. Por lo expuesto no amerita la evaluación de alternativas, solo la implementación o rotación de transformadores de potencia.

Se debe indicar que para la S.E. Huanta se ha desarrollado el estudio de Operatividad el cual ha sido presentado al COES con carta “GR-423-2015.pdf” el cual se encuentra en etapa de revisión en el cual se ha consignado una configuración en PI en el lado de 60 kV de la S.E. Huanta, por lo cual se solicita que se reconozcan dos celdas de línea en 60 kV.

Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216.

2.2. SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS

El sistema no requiere de un equipamiento progresivo de transformadores, líneas o bancos de capacitores, pues su operación durante el periodo de análisis (2016 – 2026) es adecuado y se encuentra dentro lo establecido por la NTCSE.



2.3. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA

En sistema no requiere de un equipamiento progresivo de transformadores, líneas y bancos de capacitores pues su operación durante el periodo de análisis del presente estudio es adecuado y se encuentra dentro lo establecido por la NTCSE.


2.4. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO

En el sistema eléctrico Huancayo, a partir del año 2025 se ha previsto el ingreso de una nueva subestación de potencia en 220 kV, que a futuro deberá operar como nuevo punto de suministro a las redes de 60 kV, permitiendo la descarga de las subestaciones de 220 kV Huayucachi y Orcotuna.

En el mediano plazo, no se presentan sobrecargas en líneas de transmisión de 60 kV y las soluciones planteadas solo consideran la implementación o rotación de transformadores de potencia.

Se considera que la nueva subestación Chilca, programada para el 2017, tomará carga de las subestaciones Salesianos (25 %) y Huancayo Este (20 %), con lo cual se traslada la implementación de un nuevo transformador en la subestación Salesianos, hasta el 2022.

El equipamiento progresivo de líneas de transmisión y transformadores se muestra en las siguientes tablas. Asimismo, se indica el año en que se debe implementar el equipamiento propuesto.

Se solicita reconocer la instalación de dos celdas alimentador en 13.9 kV las cuales han sido instaladas este año (2015) con finalidad de dar mayor confiabilidad a las redes existentes, las cuales presentaban la siguiente configuración:

Los resultados gráficos de flujo de potencia se muestran en el Formato F-216.

Para el año 2019 se plantea el ingreso de una segunda terna de 10 kV entre las subestaciones Huayucachi1 y Huayucachi2, no presentándose sobrecargas en líneas de transmisión.

as siguientes tablas muestran los resultados de la potencia activa y el nivel de carga en transformadores de potencia.

De la tabla de nivel de carga, se observa que los transformadores de la subestación Parque Industrial presentan una ligera sobrecarga en el año 2021, esto se soluciona con la instalación de un nuevo transformador en el año 2022. En general se observa un adecuado comportamiento eléctrico con el equipamiento propuesto.

2.5. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO

Para el caso particular del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo, se han planteado dos alternativas que se describen a continuación.


ALTERNATIVA 1

La Alternativa 1 mantiene el esquema propuesto en el Pan de Inversiones 2013 – 2017, mediante un nuevo punto de suministro desde la subestación Yanango 220 kV, implementándose el equipamiento progresivo de líneas y transformadores mostrados en las siguientes tablas.


Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga, correspondiente a la Alternativa 1.

Se observa que todas las líneas operan sin presentar sobrecarga.

De igual manera, para los transformadores se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

Ningún transformador presenta sobrecarga.

Los resultados validan el adecuado comportamiento eléctrico bajo la configuración de la Alternativa 1 del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo.

AÑO AÑO ACCION

2016 Nueva subestación Yanango Nueva - 220/60 KV - 40 MVA

2016 Nuevo transformador en la SE Chanchamayo - 60/22,9 KV - 30 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Tarma - 60/22,9/10 KV - 30/30/30 MVA

2021 El transformador de 10/5/5 MVA de la SE Tarma entra en reserva

Tarma

Chanchamayo

EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 1

SISTEMA AÑO ACCION

Tarma

Chanchamayo2017 Nueva linea SE Yanango - SE Yanango Nueva en 220KV - Conductor AAAC 500mm2 / 2 km

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 1

Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Tarma 1 10,0 6,358 6,578 6,819 7,050 7,337 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 9,339 2,565 2,639 2,717 2,804 1,800 1,865 1,935 2,008 2,086 2,171

Nueva yanango 220kV 40,0 9,837 9,196 8,598 8,008 7,355 9,842 9,150 8,439 7,725 7,029 6,370

Tarma 2 30,0 - - - - - 7,551 7,863 8,198 8,554 8,933 9,334

Chanchamayo 2 30,0 - 6,898 7,090 7,289 7,511 4,935 5,103 5,282 5,471 5,669 5,888

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Tarma 1 10,0 80,850 83,872 87,392 90,715 94,733 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 109,038 34,119 34,974 35,864 36,861 25,541 26,289 27,082 27,921 28,808 29,785

Nueva yanango 220kV 40,0 24,954 23,327 21,811 20,315 18,658 24,967 23,211 21,409 19,597 17,831 16,158

Tarma 2 30,0 - - - - - 26,178 27,315 28,537 29,846 31,245 32,735

Chanchamayo 2 30,0 - 23,093 23,752 24,438 25,207 16,465 17,041 17,652 18,299 18,981 19,734

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)


ALTERNATIVA 2

La Alternativa 2 considera un nuevo punto de suministro desde la futura central hidroeléctrica La Virgen (actualmente en construcción), mediante la instalación de un transformador de potencia 138/60 kV y una línea de transmisión de 60 kV hacia la subestación Chanchamayo. Asimismo se plantea la repotenciación de la línea Condorcocha – Tarma 60 kV y la instalación de un transformador de potencia 138/60 kV – 20 MVA en la subestación Condorccocha. Estas inversiones la realizarán las empresas Renovandes y Huasahuasi, ya que forman parte de los refuerzos en el sistema de transmisión para viabilizar la evacuación de potencia de sus centrales hidroeléctricas.

Para esta alternativa se ha implementado el equipamiento progresivo de líneas y transformadores mostrado en las siguientes tablas.

Las inversiones resaltadas de amarillo, serán realizadas por las empresas Renovandes y Huasahuasi.


Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga, correspondiente a la Alternativa 2.

AÑO AÑO ACCION

207 Nuevo transformador en la SE La Virgen - 138/60 kV - 20 MVA

2017 Nuevo transformador en la SE Condorcocha - 138/60 kV - 20 MVA

2016 Nuevo transformador en la SE Chanchamayo - 60/22,9 kV - 30 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Tarma - 60/22,9/10 kV - 30/30/30 MVA

2021 El transformador de 10/5/5 MVA de la SE Tarma entra en reserva

Tarma

Chanchamayo

EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 2

SISTEMA AÑO ACCION

2017 Cambio Conductor línea Condorcocha - Tarma 60 kV a 240mm2 / 11,5 km

2017 Nueva linea SE La Virgen - SE Chanchamayo en 60KV - Conductor AAAC 126mm2 / 14,6 km

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 2

Tarma

Chanchamayo

Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Condorcocha-Tarma. 43,1 6,486 6,684 6,993 7,272 7,685 7,752 8,271 8,856 9,508 10,231 10,957

Tarma-Der.Huasahuasi 43,1 6,482 6,347 6,238 6,106 5,999 5,867 5,778 5,708 5,665 5,655 5,635

Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 6,489 6,360 6,251 6,126 6,018 5,894 5,803 5,731 5,683 5,667 5,649


Der.Huasahuasi-Puntayacu 25,9 9,336 9,568 9,820 10,075 10,375 10,687 11,036 11,410 11,810 12,236 12,681

Puntayacu-Chanchamayo 25,9

La Virgen-Chanchamayo 25,9 10,055 9,831 9,587 9,333 9,049 12,295 12,081 11,854 11,614 11,361 11,083

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)


Se observa que todas las líneas operan sin presentar sobrecarga.

De igual manera para los transformadores, se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

Ningún transformador se encuentra sobrecargado.

Los resultados validan el adecuado comportamiento eléctrico bajo la configuración de la Alternativa 2 del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo.









SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)









SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Tarma 1 10,0 6,360 6,577 6,819 7,051 7,333 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 2,496 2,564 2,639 2,717 2,803 1,799 1,865 1,934 2,008 2,085 2,170

Tarma 2 30,0 - - - - - 7,487 7,794 8,123 8,473 8,845 9,235

Chanchamayo 2 30,0 6,722 6,898 7,089 7,288 7,511 4,935 5,104 5,282 5,471 5,669 5,888

La Virgen 20,0 10,016 9,793 9,549 9,296 9,013 12,304 12,089 11,862 11,622 11,369 11,091

Condorcocha 20,0 6,710 6,915 7,244 7,534 7,973 8,032 8,583 9,206 9,903 10,678 11,447

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Tarma 1 10,0 81,439 83,608 87,181 90,808 93,532 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 32,942 33,707 34,539 35,406 36,374 25,099 25,822 26,588 27,398 28,251 29,191

Tarma 2 30,0 - - - - - 24,356 25,428 26,584 27,825 29,156 30,210

Chanchamayo 2 30,0 22,224 22,815 23,458 24,127 24,875 16,182 16,740 17,332 17,957 18,616 19,342

La Virgen 20,0 50,658 49,529 48,301 47,023 45,597 61,528 60,456 59,321 58,122 56,859 55,469

Condorcocha 20,0 33,737 34,439 36,079 37,165 39,337 39,352 42,057 45,117 48,544 52,353 55,593

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)


2.6. SISTEMA YAUPI OXAPAMPA

En el mediano plazo, el sistema eléctrico Yaupi – Oxapampa presenta problemas de colapso de tensión, debido a las grandes demandas en las barras más alejadas del sistema; subestaciones Pichanaki, Satipo y Chalhuamayo. Se evidencia la necesidad de un nuevo punto de suministro para las cargas, planteándose la conexión a la subestación Tulumayo 220 kV y la implementación de un nuevo transformador 220/60 kV en la subestación Satipo (punto más cercano a Tulumayo).

En el caso particular de la carga Chalhuamayo, no es viable que la demanda se transmita en el nivel de 22,9 kV, debiendo implementarse una nueva subestación 60/22,9 kV con conexión a la subestación Satipo.

El equipamiento propuesto se resume en las siguientes tablas.

Las instalaciones resaltadas de amarillo, sirven para el suministro a las localidades de Mazamari y Atalaya, por tal deberán ser implementadas por el concesionario de distribución correspondiente.

Debido a la nueva configuración del sistema eléctrico Pozuzo, en parte originada por el colapso de la CH Delfín, es necesario mejorar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica desde la SET Puerto Bermúdez contando con equipamiento adicional en el Sistema Eléctrico de Pozuzo, por lo cual se solicita aprobar para el año 2016, la instalación de la nueva SET Constitución que será una subestación de maniobra en 33 kV y tres celdas de línea en 33 kV.


Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.

AÑO AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Pichanaki - 60/22,9/13,2 kV - 15/15/15 MVA

2018 El transformador de 9/7/2 MVA de la SE Pichanaki entra en reserva

2018 Nueva subestación Satipo - 220/60/22,9 kV - 50/50/30 MVA

2018 Nueva subestación Chalhuamayo - 60/22,9 kV - 15 MVA

2018 Nuevo transformador en la SE Tulumayo - 220/138 kV - 30 MVA

2018 Nuevo transformador en la SE Atalaya - 138/22,9 kV - 30 MVA

2018 Nuevo transformador en la SE Mazamari - 60/22,9/10 kV - 7/7/3 MVA

EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES

Yaupi

Oxapampa

SISTEMA AÑO ACCION

2018 Nueva linea SE Satipo - SE Chalhuamayo en 60KV - Conductor AAAC 240mm2 / 15 km

2018 Nueva linea SE Tulumayo - SE Satipo en 220KV - Conductor AAAC 500mm2 / 65 km

2018 Nueva linea SE Tulumayo - SE Atalaya en 138KV - Conductor AAAC 300mm2 / 200 km

2018 Nueva linea SE Runatullo - SE Mazamari en 60KV - Conductor AAAC 240mm2 / 65 km

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS

Yaupi

Oxapampa


No se presenta sobrecargas en líneas de transmisión.

De igual manera para los transformadores, se muestran tablas la potencia activa y el nivel de carga.


Yaupi-Oxampampa 60,0 19,472 18,649 9,341 9,849 10,422 11,007 11,665 12,362 13,115 13,884 14,723

Oxapampa-Villa Rica 56,6 17,290 16,350 6,906 7,265 7,666 8,054 8,495 8,971 9,473 9,993 10,558

Villa Rica-Puerto Bermudez 40,6 4,338 4,487 4,658 4,845 5,059 5,261 5,494 5,743 6,008 6,283 6,587

Villa Rica-Pichanaki 56,6 10,774 9,604 - - - - - - - - -

Pichanaki-Satipo 40,6 5,481 4,100 5,588 5,964 6,383 6,821 7,296 7,794 8,315 8,880 9,470

Satipo-Chalhuamayo 7,7 1,941 1,945 1,945 1,945 1,944 1,945 1,945 1,945 1,945 1,944 1,944

Tulumayo-Satipo 152,4 - - 16,984 17,992 19,141 20,395 21,771 23,258 24,859 26,606 28,484

Satipo-Chalhuamayo 56,6 - - 4,708 5,001 5,316 5,649 6,009 6,392 6,786 7,215 7,657

SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)


Yaupi-Oxampampa 60,0 79,094 70,771 18,028 20,256 22,937 25,759 29,212 33,194 37,767 41,926 46,779






Tulumayo-Satipo 152,4 - - 62,383 65,470 69,153 73,356 78,306 83,963 90,420 97,919 106,495


SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)


Yaupi-Oxampampa 60,0 33,156 31,351 15,794 16,760 17,850 18,914 20,145 21,483 22,914 24,143 25,502






Tulumayo-Satipo 152,4 - - 11,400 12,238 13,158 14,122 15,184 16,303 17,487 18,762 20,115


SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Yaupi 25,0 19,472 18,649 9,341 9,849 10,422 11,007 11,665 12,362 13,115 13,884 14,723

Oxapampa 1 20,0 7,085 6,778 3,335 3,526 3,740 3,950 4,189 4,443 4,713 4,989 5,290

Oxpampa 2 25,0 12,825 12,290 6,166 6,520 6,917 7,307 7,751 8,221 8,722 9,234 9,791

Puerto Bermudez 9,0 4,302 4,448 4,620 4,806 5,016 5,220 5,440 5,677 5,922 6,182 6,467

Pichanaki 1 9,0 4,987 5,348 - - - - - - - - -

Satipo 1 11,0 5,486 4,207 4,772 4,955 4,800 5,061 5,661 5,915 6,189 6,479 6,793

Pichanaki 2 15,0 - - 5,588 5,964 6,383 6,821 7,296 7,794 8,315 8,880 9,470

Oxapampa 3 7,0 0,025 0,025 0,024 0,023 0,023 0,025 0,025 0,024 0,024 0,024 0,024

Villa Rica 5,0 2,019 2,158 2,309 2,470 2,643 2,826 3,021 3,227 3,445 3,674 3,914

Satipo 2 15,0 - - 3,855 4,143 4,469 4,830 5,192 5,592 6,022 6,475 6,965

Chalhuamayo 15,0 - - 4,740 5,029 5,340 5,671 6,025 6,402 6,790 7,211 7,644

Satipo 220kV 50,0 - - 17,773 19,071 20,495 21,983 23,622 25,347 27,168 29,126 31,199

SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


No se presenta sobrecarga en transformadores de potencia.

Los resultados validan el adecuado comportamiento eléctrico con el equipamiento propuesto para el sistema eléctrico Tarma Chanchamayo.

2.7. SISTEMA ELÉCTRICO PASCO

El nuevo equipamiento propuesto para el sistema eléctrico Pasco se muestra en la siguiente tabla:



AÑO AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Junin - 50/13,2 KV - 15 MVA

2020 El transformador de 3,75 MVA de la SE Junin entra en reserva

2020 Nuevo transformador en la SE Pasco - 50/22.9 KV - 30 MVA

Pasco



Yaupi 25,0 81,882 77,511 36,615 38,728 41,133 43,561 46,343 49,347 52,607 55,944 59,640

Oxapampa 1 20,0 35,257 31,975 25,202 26,977 28,996 30,480 32,814 35,221 37,870 40,133 42,634

Oxpampa 2 25,0 49,026 46,386 24,001 25,469 27,126 28,183 30,020 32,012 34,146 35,979 38,004

Puerto Bermudez 9,0 47,433 48,089 50,096 52,501 55,266 56,640 59,525 62,803 66,210 69,080 72,334

Pichanaki 1 9,0 102,940 107,395 - - - - - - - - -

Satipo 1 11,0 52,954 39,079 41,546 43,205 42,548 44,482 49,116 51,433 53,942 56,616 59,529

Pichanaki 2 15,0 - - 36,607 39,215 42,148 44,729 48,076 51,622 55,380 59,517 63,896

Oxapampa 3 7,0 0,331 0,336 0,319 0,318 0,316 0,332 0,330 0,328 0,326 0,327 0,328

Villa Rica 5,0 40,520 42,487 45,512 48,951 52,690 55,441 59,632 64,209 69,081 73,453 78,124

Satipo 2 15,0 - - 25,522 27,451 29,907 32,038 34,185 36,888 39,816 42,928 46,305

Chalhuamayo 15,0 - - 31,489 33,475 35,620 37,510 39,957 42,570 45,283 48,247 51,322

Satipo 220kV 50,0 - - 34,752 37,307 40,112 43,049 46,286 49,699 53,308 57,195 61,319

SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)


Paragsha-Der.Milpo 26,8 24,694 26,203 27,213 28,265 29,159 30,448 31,719 33,059 34,371 35,864 37,449

Der.Milpo-Pasco 26,8 15,442 16,939 17,941 18,984 19,873 21,150 22,409 23,736 25,035 26,513 28,079

Der.Milpo-Milpo 44,6 9,155 9,154 9,155 9,155 9,155 9,156 9,156 9,155 9,155 9,155 9,155

Pasco-Huicra 26,8 1,962 2,016 2,070 2,124 2,190 2,254 2,331 2,408 2,485 2,573 2,662

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)



Der.Milpo-Pasco 26,8 17,313 20,928 23,373 26,228 28,745 32,037 36,054 40,557 45,205 50,851 57,227

Der.Milpo-Milpo 44,6 9,664 9,708 9,665 9,687 9,688 9,535 9,558 9,584 9,602 9,631 9,662

Pasco-Huicra 26,8 1,728 1,835 1,926 2,034 2,161 2,255 2,417 2,587 2,762 2,972 3,193

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)


Se observa que a partir del 2018 se presenta sobrecarga en la línea Paragsha – Derv. Milpo 50 kV, cuya capacidad, de acuerdo a lo indicado en el archivo de simulación DIgSILENT del COES es de 26,8 MW. Entendemos que la repotenciación de esta línea debe ser realizada por ELECTROCENTRO y las mineras beneficiadas por esta línea.

Las siguientes tablas muestran la potencia activa y el nivel de carga en los transformadores.

Luego del equipamiento propuesto e transformadores, no se presentan sobrecargas.

2.8. SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO

En el sistema eléctrico Huánuco se presentan problemas de sobrecarga de transformadores en el corto plazo.

Se destaca la implementación de la subestación Nueva Huánuco, que forma parte de los proyectos aprobados en el Plan de Transmisión del COES. Esta nueva subestación se conecta a la subestación Huánuco existente y descarga las líneas de 138 kV presentes en la zona.

Asimismo, la implementación del proyecto hidroeléctrico Karpa, con conexión a la subestación La Unión 60 kV, permitirá que se levante la restricción de 3 MW por la línea Huallanca – La Unión, permitiendo que la demanda proyectada para esta subestación, sea atendida sin problemas.

El equipamiento propuesto se muestra en la siguiente tabla.



Der.Milpo-Pasco 26,8 57,477 63,193 66,783 70,744 74,059 78,185 82,942 87,969 92,873 98,501 104,494

Der.Milpo-Milpo 44,6 20,472 20,518 20,473 20,496 20,497 20,335 20,360 20,386 20,406 20,436 20,470

Pasco-Huicra 26,8 7,336 7,558 7,744 7,958 8,203 8,378 8,675 8,974 9,272 9,618 9,968

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Pasco 1 7,0 6,013 6,606 6,524 6,929 - - - - - - -

Pasco 2 10,0 7,574 8,404 9,320 9,898 4,131 8,986 9,215 9,462 6,133 5,962 6,328

Pasco 3 30,0 - - - - 13,686 13,083 13,866 14,703 16,459 17,887 18,985

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Pasco 1 7,0 85,743 94,436 93,066 98,969 - - - - - - -

Pasco 2 10,0 75,593 84,091 93,066 98,969 41,313 89,157 91,560 94,158 61,104 59,501 63,276

Pasco 3 30,0 - - - - 45,620 43,268 45,923 48,772 54,658 59,501 63,276

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)




De igual manera para los transformadores, se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

AÑO AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Tingo María - 138/22,9/10 KV - 30/30/30 MVA

2018 El transformador de 10 MVA de la SE Tingo María entra en reserva

2018 El transformador de 2,5 MVA de la SE Tingo María entra en reserva

2017 Nuevo transformador en la SE Nueva Huánuco - 138/22,9/10,5 KV - 30/30/30 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Tocache - 138/22,9 KV - 15 MVA

2021 El transformador de 7/7/2 MVA de la SE Tocache entra en reserva


Huánuco

SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Tingo Maria-Huanuco 44,9 21,002 21,311 12,541 12,675 12,823 12,944 13,120 13,301 13,508 13,721 13,951

Paragsha 2-Huanuco 44,9 15,406 16,274 23,508 23,702 23,856 21,783 22,020 22,269 22,523 22,803 23,102

Tingo Maria-Aucayacu 44,9 17,137 17,190 17,267 17,333 17,407 17,414 17,503 17,585 17,682 17,779 17,885

Aucayacu-Tocache 44,9 11,183 11,188 11,180 11,180 11,181 11,164 11,165 11,165 11,166 11,167 11,168

Vizcarra-Huallanca 149,8 9,884 10,115 15,387 15,287 15,187 15,081 14,978 14,873 14,768 14,668 14,571

Huallanca-La Union 35,3 3,047 3,265 16,914 16,747 16,574 16,388 16,198 15,996 15,785 15,570 15,347

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)

SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026







SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)

SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026







SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Se evidencia la necesidad de implementar en el corto plazo, nuevos transformadores de potencia en las subestaciones Huánuco y Tingo María. El equipamiento propuesto permite el adecuado comportamiento del sistema eléctrico.

2.9. CONCLUSIONES

1. En el caso particular de los sistemas eléctricos Pampas y Huancavelica, no se

presentan problemas en el horizonte de estudio 2026, por lo cual no se plantea equipamiento nuevo.


Tingo María 220kV 1 50,0 22,982 24,863 11,383 11,598 11,832 12,075 12,341 12,612 12,909 13,217 13,544

Tingo María 220kV 2 50,0 24,119 26,099 11,916 12,143 12,388 12,645 12,925 13,210 13,522 13,846 14,191

Aucayacu 1 15,0 3,004 3,046 3,109 3,163 3,224 3,285 3,358 3,427 3,508 3,591 3,681

Aucayacu 2 7,0 2,515 2,511 2,554 2,567 2,583 2,598 2,618 2,636 2,658 2,680 2,705

Tocache 1 7,0 1,868 1,866 1,869 1,869 1,869 3,415 3,412 3,410 3,407 3,403 3,400

Tocache 2 7,0 1,515 1,515 1,515 1,515 1,515 - - - - - -

Paragsha 220kV 120,0 108,511 111,696 88,223 89,066 89,766 105,995 107,012 108,087 109,115 110,322 111,615

Huánuco 1 20,0 7,790 8,352 1,701 1,811 1,935 2,062 2,198 2,342 2,495 2,654 2,823

Huallanca 220kV 1 24,0 9,988 10,219 - - - - - - - - -

Tingo María 3 30,0 - - 12,155 12,724 13,338 13,997 14,691 15,410 16,197 17,009 17,869

Nueva Huánuco 50,0 - - 19,314 20,522 21,848 23,246 24,735 26,307 28,769 30,580 30,580

Huallanca 220kV 2 25,0 - - 15,587 15,489 15,390 15,286 15,184 15,082 14,979 14,881 14,786

Tingo María 1 10,0 8,570 12,012 - - - - - - - - -

Tingo María 2 2,5 1,663 4,347 - - - - - - - - -

Huánuco 2 33,0 23,830 25,416 14,413 15,342 16,345 17,413 18,546 19,744 20,193 21,471 22,835

Huánuco 3 4,0 2,232 2,400 2,558 2,737 2,926 3,126 3,337 3,558 3,032 3,225 3,436

La Union 9,0 3,103 3,317 3,555 3,803 4,062 4,343 4,635 4,950 5,288 5,637 6,010

Tocache 3 15,0 - - - - - 2,808 2,807 2,805 2,803 2,800 2,798

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Tingo María 220kV 1 50,0 44,842 48,513 22,211 22,631 23,086 23,561 24,081 24,609 25,188 25,790 26,428

Tingo María 220kV 2 50,0 47,062 50,924 23,251 23,693 24,172 24,672 25,219 25,775 26,385 27,017 27,689

Aucayacu 1 15,0 26,604 26,651 26,948 27,141 27,390 27,671 28,054 28,449 28,961 29,523 30,179

Aucayacu 2 7,0 34,666 34,746 35,127 35,334 35,567 35,799 36,088 36,361 36,687 37,022 37,390

Tocache 1 7,0 25,098 25,166 25,062 25,069 25,077 45,501 45,486 45,472 45,456 45,439 45,421

Tocache 2 7,0 20,624 20,705 20,581 20,589 20,598 - - - - - -

Paragsha 220kV 120,0 90,426 93,080 73,520 74,222 74,805 88,329 89,177 90,073 90,929 91,935 93,013

Huánuco 1 20,0 148,040 159,464 34,030 36,235 38,704 40,623 43,319 46,151 49,159 52,305 55,633

Huallanca 220kV 1 24,0 61,139 61,177 - - - - - - - - -

Tingo María 3 30,0 - - 39,765 41,639 43,664 45,842 48,136 50,513 53,118 55,809 58,662

Nueva Huánuco 50,0 - - 38,627 41,044 43,695 46,492 49,470 52,614 57,539 61,160 61,160

Huallanca 220kV 2 25,0 - - 69,598 68,917 68,213 67,454 66,681 65,862 65,001 64,129 63,566

Tingo María 1 10,0 86,404 121,559 - - - - - - - - -

Tingo María 2 2,5 65,046 181,469 - - - - - - - - -

Huánuco 2 33,0 74,180 79,487 43,686 46,503 49,546 52,777 56,212 59,846 61,209 65,086 69,222

Huánuco 3 4,0 54,382 58,962 63,494 68,097 72,998 78,192 83,704 89,530 76,043 81,148 86,733

La Union 9,0 34,814 37,274 40,722 43,589 46,590 49,839 53,237 56,902 60,836 64,916 69,273

Tocache 3 15,0 - - - - - 18,497 18,494 18,490 18,487 18,483 18,478

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)


2. En general, los sistemas eléctricos de Ayacucho, Huancayo, Pasco y Huánuco, no presentan problemas en el sistema de trasmisión, por lo cual las soluciones propuestas corresponden a la implementación o rotación de transformadores de potencia.

3. Para el caso particular del sistema eléctrico Tarma- Chanchamayo, se plantearon dos alternativas de transmisión; la primera considera la topología aprobada en el Plan de Inversiones de OSINERGMIN y la segunda considera el suministro desde la central hidroeléctrica La Virgen, actualmente en construcción. Se ha validado el adecuado comportamiento eléctrico de ambas alternativas.

4. El sistema eléctrico Yaupi – Oxapampa, presenta un grave problema de colapso de tensión en el mediano plazo, esto debido a la considerable carga de las subestaciones más alejadas de la red troncal de 60 kV. La solución propuesta, plantea que estas subestaciones sean alimentadas desde un nuevo punto de suministro de 220 kV (Tulumayo) y la implementación de subestaciones en 220 kV (Satipo) y 60 kV (Chalhuamayo).

5. El equipamiento propuesto permite el adecuado comportamiento eléctrico de los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO.

3. COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

3.1. ASPECTOS GENERALES

La valorización de los elementos que componen al Área 05, ha sido efectuada de acuerdo con los siguientes criterios:

Los costos de inversión han sido determinados utilizando los módulos estándares del OSINERGMIN publicados el 26 de marzo del 2015 mediante Resolución No.060-2014-OS/CD

Los módulos estándares han sido aplicados de acuerdo con la ubicación geográfica y características técnicas de cada instalación.

No se ha considerado el efecto de la depreciación de las instalaciones.

Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares de las nuevas subestaciones se han prorrateado entre los elementos de la respectiva, en proporción a sus costos de inversión en el año de su puesta en servicio.

Los costos de inversión de las celdas de línea se han incluido como elementos de las subestaciones.

El costo de inversión del centro de control y de las telecomunicaciones de las nuevas subestaciones se ha prorrateado entre los respectivos elementos de subestaciones.


Los costos de inversión han sido desagregados según la siguiente clasificación: costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y Costos del Cobre.

No se ha considerado los costos de los cambios por reposición de instalaciones existentes por otras de características similares.

3.2. COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL

Los costos de inversión asociados al Sistema Eléctrico a Remunerar son los que se muestran en la Tabla 3.

Tabla 3 Costos de inversión en el Sistema Eléctrico a Remunerar

Los detalles de las inversiones en líneas de transmisión, se consignan en el Formulario F-301.

Asimismo, los detalles de las inversiones en subestaciones de transformación se consignan en el Formulario F-302.

ÁREA DE DEMANDA: 5

ELECTROCENTRO INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA

AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2017 - 423 828 706 272 2 756 285 3 886 385 - 423 828 706 272 2 756 285 3 886 385

2018 9 421 368 2 459 996 1 680 246 2 304 270 15 865 880 9 421 368 2 883 824 2 386 518 5 060 555 19 752 265

2019 - 1 828 862 - - 1 828 862 9 421 368 4 712 686 2 386 518 5 060 555 21 581 127

2020 - - - - - 9 421 368 4 712 686 2 386 518 5 060 555 21 581 127

2021 - - - 1 883 488 1 883 488 9 421 368 4 712 686 2 386 518 6 944 042 23 464 615

TERCERO INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 2 078 791 1 183 662 - 3 262 453 - 2 078 791 1 183 662 - 3 262 453

2018 25 093 844 - 7 426 846 5 974 220 38 494 910 25 093 844 2 078 791 8 610 508 5 974 220 41 757 363

2019 - - - 665 910 665 910 25 093 844 2 078 791 8 610 508 6 640 130 42 423 273

2020 - - - - - 25 093 844 2 078 791 8 610 508 6 640 130 42 423 273

2021 - - - - - 25 093 844 2 078 791 8 610 508 6 640 130 42 423 273

AREA 05 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 2 502 619 1 889 934 2 756 285 7 148 838 - 2 502 619 1 889 934 2 756 285 7 148 838

2018 34 515 212 2 459 996 9 107 092 8 278 490 54 360 790 34 515 212 4 962 615 10 997 026 11 034 775 61 509 628

2019 - 1 828 862 - 665 910 2 494 772 34 515 212 6 791 477 10 997 026 11 700 685 64 004 400

2020 - - - - - 34 515 212 6 791 477 10 997 026 11 700 685 64 004 400

2021 - - - 1 883 488 1 883 488 34 515 212 6 791 477 10 997 026 13 584 173 65 887 888


El resumen de todos los elementos del Plan de Obras valorizados se encuentran el el Formulario F-305.

3.3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Por su parte, para el cálculo de los costos de Operación y Mantenimiento se ha tomado en cuenta las siguientes consideraciones:

o El costo de Operación y Mantenimiento de cada elemento del sistema ha sido calculado multiplicando los porcentajes publicados en la Resolución OSINERGMIN N° 082-2015-OS.

o Los costos totales de Operación y Mantenimiento se han considerado como costos de procedencia nacional.

El resumen con los costos de operación y mantenimiento, son los que se muestran en la Tabla 4

Tabla 4 Costo de Operación y Mantenimiento

En el Formulario F-401 se obtienen el resumen de los costos de Operación y Mantenimiento.

RESUMEN DE COYM US$

ÁREA DE DEMANDA: 5

ELECTROCENTRO COYM COYM ACUMULADO


2017 - 14 836 24 790 107 372 146 998 - 14 836 24 790 107 372 146 998

2018 298 510 80 085 63 009 86 706 528 311 298 510 94 921 87 799 194 078 675 308

2019 - 51 796 - - 51 796 298 510 146 717 87 799 194 078 727 104

2020 - - - - - 298 510 146 717 87 799 194 078 727 104

2021 - - - 68 621 68 621 298 510 146 717 87 799 262 700 795 726

TERCERO INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 67 468 42 144 - 109 611 - 67 468 42 144 - 109 611

2018 792 557 - 262 489 195 574 1 250 620 792 557 67 468 304 633 195 574 1 360 231

2019 - - - 18 246 18 246 792 557 67 468 304 633 213 820 1 378 477

2020 - - - - - 792 557 67 468 304 633 213 820 1 378 477

2021 - - - - - 792 557 67 468 304 633 213 820 1 378 477

AREA 05 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 82 303 66 934 107 372 256 609 - 82 303 66 934 107 372 256 609

2018 1 091 067 80 085 325 499 282 280 1 778 931 1 091 067 162 388 392 432 389 652 2 035 540

2019 - 51 796 - 18 246 70 042 1 091 067 214 184 392 432 407 898 2 105 582

indice · 2015. 6. 3. · estudio plan de inversiones en transmisión 2017-2021 - electrocentro...

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