14. Electropuno.pptx

PRESENTACION DEL
SUSTENTO DE LA
PROPUESTA DEL PLAN DE
INVERSIONES EN
TRANSMISION PERIODO
2025-2029
Lima, junio de 2023

AGENDA
 Objetivo
 Marco Legal
 Proyección de la Demanda
 Diagnóstico de los Sistemas Eléctricos Críticos 2021-2030
• Puno
• Juliaca
• Azángaro
 Análisis y Determinación de Alternativas del SER 2021-2030
• Alternativa 1
• Alternativa 2
 Infraestructura por Calidad y Confiabilidad
 Resultados del Sistema Eléctrico a Remunerar
 Conclusiones

OBJETIVO:
El Objetivo de la exposición es presentar el Estudio Técnico Económico del Plan de
Inversiones para los Sistemas Complementarios de Transmisión de ELECTRO PUNO S.A.A.
para el periodo 2025 - 2029.
El estudio tiene las siguientes partes principales:
 Proyección de la Demanda como una de las Principales actividades o componentes que
integran el proceso de cálculo de las tarifas del sistema de transmisión.
 Estudio Técnico Económico que sustenten la propuesta de obras e Inversiones en los
sistemas de transmisión de ELECTROPUNO, para el periodo 2025 - 2029.

MARCO LEGAL:
 Ley N° 25844, “Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante “LCE”).
 Decreto Supremo N° 009-1993-EM, “Reglamento de la LCE”.
 Ley N° 28832, “Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”.
 Decreto Supremo N° 027-2007-EM, “Reglamento de Transmisión”.
 Resolución OSINERGMIN N° 217-2013-OS/CD que aprueba la Norma “Tarifas y Compensaciones para
Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Norma
Tarifas”), y sus modificaciones aprobadas con las resoluciones N° 147-2017-OS/CD y N° 018-2018-OS/CD.
 Resolución de OSINERGMIN N° 080-2021-OS/CD, por medio de la cual se aprueban los porcentajes para
determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión.
 Resolución OSINERGMIN N° 021-2021-OS/CD que define las Áreas de Demanda aplicable para el periodo
comprendido entre el 01 de mayo de 2021 y el 30 de abril de 2027.
 Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada con
Resolución OSINERGMIN N° 017-2023-OS/CD.

Sistemas Eléctricos que conforman
el Área de Demanda 11
Codigo de
Sistema
Sistema
Sector
Final
Alncance
o SE0025 Juliaca 2 Juliaca(5004,5005,5006,5008,5009)
o SE0026 Puno 2 Puno(0102,0103,0104)
o SE0027 Azangaro 4 Azángaro (8002), Ananea, Chijisia
o SE0028 Antauta 4 Antauta
o SE0029 Ayaviri 4 Ayaviri
o SE0237 Azangaro Rural 4 Azángaro (8001)
o SE0239 Puno Baja Densidad 4 Puno (0101,0105,0106), Totorani
o SE0220 San Gaban 4 San Gában
o SE0030 Ilave-Pomata 4 Ilave, Pomata
o SE0238 Juliaca Rural 4
Juliaca(5007,5010,5011,5021,5022,5023,
5024,5025), Huancané
Tensión (kV) Longitud de Lineas (km)
138 492
60 330
Total Área de Demanda 822

Fuente: Osinergmin
INFORMACIÓN CRITERIOS PARA LA PROYECCIÓN DE
LA DEMANDA

INFORMACIÓN HISTÓRICA
8
VENTAS PBI NÚMERO DE CLIENTES POBLACIÓN TARIFA ELÉCTRICA
AÑO TASA DE TASA DE Nro TASA DE TASA DE TASA DE
CRECIM. (%) CRECIM. (%) CLIENTES CRECIM. (%) CRECIM. (%) CRECIM. (%)
1996 74,731 3,680 55,589 1,112,463 46.29
1997 73,290 -1.93% 4,020 9.25% 61,340 10.35% 1,124,279 1.06% 47.79 3.24%
1998 75,976 3.67% 4,131 2.77% 68,460 11.61% 1,136,220 1.06% 44.54 -6.80%
1999 81,010 6.63% 4,250 2.87% 77,005 12.48% 1,148,288 1.06% 47.75 7.21%
2000 85,746 5.85% 4,494 5.75% 91,039 18.22% 1,160,484 1.06% 45.68 -4.34%
2001 88,094 2.74% 4,453 -0.92% 99,199 8.96% 1,172,809 1.06% 39.74 -13.00%
2002 95,472 8.38% 4,785 7.45% 105,229 6.08% 1,185,266 1.06% 38.38 -3.42%
2003 102,169 7.01% 4,836 1.07% 110,627 5.13% 1,197,855 1.06% 36.59 -4.66%
2004 115,178 12.73% 4,969 2.74% 115,775 4.65% 1,210,577 1.06% 34.69 -5.19%
2005 128,838 11.86% 5,229 5.24% 122,556 5.86% 1,223,435 1.06% 35.75 3.06%
2006 142,161 10.34% 5,492 5.02% 130,012 6.08% 1,236,429 1.06% 38.46 7.58%
2007 161,719 13.76% 5,892 7.29% 137,831 6.01% 1,266,006 2.39% 36.79 -4.34%
2008 177,315 9.64% 6,334 7.49% 145,763 5.75% 1,255,675 -0.82% 34.80 -5.41%
2009 183,565 3.52% 6,592 4.08% 175,009 20.06% 1,245,429 -0.82% 37.81 8.65%
2010 205,117 11.74% 6,984 5.94% 186,201 6.40% 1,235,266 -0.82% 36.08 -4.58%
2011 235,530 14.83% 7,385 5.75% 198,087 6.38% 1,225,187 -0.82% 35.04 -2.88%
2012 260,109 10.44% 7,735 4.73% 221,892 12.02% 1,215,190 -0.82% 34.98 -0.17%
2013 280,937 8.01% 8,295 7.25% 233,309 5.15% 1,205,274 -0.82% 34.88 -0.29%
2014 288,996 2.87% 8,487 2.31% 248,081 6.33% 1,195,440 -0.82% 38.08 9.17%
2015 304,198 5.26% 8,517 0.36% 266,999 7.63% 1,185,686 -0.82% 39.51 3.76%
2016 310,976 2.23% 9,075 6.55% 277,154 3.80% 1,176,011 -0.82% 38.39 -2.83%
2017 318,504 2.42% 9,429 3.89% 291,614 5.22% 1,170,502 -0.47% 37.05 -3.49%
2018 321,616 0.98% 9,748 3.39% 296,719 1.75% 1,190,400 1.70% 38.36 3.54%
2019 325,311 1.15% 9,804 0.57% 304,716 2.70% 1,239,022 4.08% 37.95 -1.07%
2020 308,011 -5.32% 8,703 -11.22% 312,941 2.70% 1,237,997 -0.08% 39.14 3.14%
2021 342,249 11.12% 9,697 11.41% 327,827 4.76% 1,233,277 -0.38% 39.18 0.10%
2022 350,421 2.39% 10,148 4.65% 335,263 2.27% 1,224,779 -0.69% 40.70 3.88%
(MWh)
(Millones. S/.de
2007)
HABITANTES
Tarifa Real
cts. S/. de 2009

INFORMACIÓN HISTÓRICA
9
Facturación 2022
Soles 250,256
(3) Fuentes: SICOM Osinergmin 2022
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Millones
de
Soles
de
2007
PBI ÁREA DE DEMANDA
0
10
20
30
40
50
60
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Tarifa
Real
cts.
S/.
de
2009
TARIFA ELÉCTRICA
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Número
de
clientes
NÚMERO DE CLIENTES

PROYECCIÓN DEL PBI
10
Dependent Variable: PBI11
Method: Least Squares
Date: 09/25/22 Time: 22:02
Sample (adjusted): 1997 2021
Included observations: 25 after adjustments
Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.
C 456.6300 76.87712 5.939738 0.0000
PBIPERU 0.011953 0.001225 9.761257 0.0000
PBI11(-1) 0.298071 0.076360 3.903474 0.0008
D2020 -493.5996 144.8819 -3.406910 0.0027
R-squared 0.998235 Mean dependent var 6773.426
Adjusted R-squared 0.997982 S.D. dependent var 2039.080
S.E. of regression 91.58958 Akaike info criterion 12.01816
Sum squared resid 176161.7 Schwarz criterion 12.21318
Log likelihood -146.2270 Hannan-Quinn criter. 12.07225
F-statistic 3958.212 Durbin-Watson stat 1.991929
Prob(F-statistic) 0.000000
PBI PERU PBI REGIONAL
AÑO TASA DE TASA DE
CRECIM. (%) CRECIM. (%)
2022 566,059 10,148
2023 577,380 2.00% 10,418 2.66%
2024 592,392 2.60% 10,679 2.50%
2025 610,163 3.00% 10,970 2.73%
2026 628,468 3.00% 11,277 2.80%
2027 647,322 3.00% 11,595 2.82%
2028 666,742 3.00% 11,922 2.83%
2029 686,744 3.00% 12,260 2.83%
2030 707,347 3.00% 12,609 2.84%
2031 728,567 3.00% 12,967 2.84%
2032 750,424 3.00% 13,337 2.85%
2033 772,937 3.00% 13,717 2.85%
2034 796,125 3.00% 14,109 2.86%
2035 820,009 3.00% 14,513 2.86%
2036 844,609 3.00% 14,929 2.86%
2037 869,947 3.00% 15,357 2.87%
2038 896,045 3.00% 15,798 2.87%
2039 922,927 3.00% 16,252 2.88%
2040 950,615 3.00% 16,720 2.88%
2041 979,133 3.00% 17,202 2.88%
2042 1,008,507 3.00% 17,699 2.89%
2043 1,038,762 3.00% 18,210 2.89%
2044 1,069,925 3.00% 18,737 2.89%
2045 1,102,023 3.00% 19,279 2.90%
2046 1,135,084 3.00% 19,838 2.90%
2047 1,169,136 3.00% 20,413 2.90%
2048 1,204,210 3.00% 21,006 2.90%
2049 1,240,336 3.00% 21,617 2.91%
2050 1,277,547 3.00% 22,246 2.91%
2051 1,315,873 3.00% 22,893 2.91%
2052 1,355,349 3.00% 23,561 2.91%
2053 1,396,010 3.00% 24,248 2.92%
2054 1,437,890 3.00% 24,956 2.92%
(Millones. S/.de
2007)
(Millones. S/.de
2007)

MODELOS DE PROYECCIÓN
11
TENDENCIAL ECONOMÉTRICO AJUSTE
AÑO TASA DE TASA DE TASA DE
CRECIM. (%) CRECIM. (%) CRECIM. (%)
2022 364,081 358,688 350,421
2023 376,597 3.44% 371,333 3.53% 362,775 3.53%
2024 389,112 3.32% 383,534 3.29% 374,695 3.29%
2025 401,628 3.22% 397,152 3.55% 387,999 3.55%
2026 414,143 3.12% 411,493 3.61% 402,009 3.61%
2027 426,659 3.02% 426,357 3.61% 416,531 3.61%
2028 439,174 2.93% 441,695 3.60% 431,516 3.60%
2029 451,690 2.85% 457,502 3.58% 446,958 3.58%
2030 464,205 2.77% 473,785 3.56% 459,342 2.77%
2031 476,721 2.70% 490,557 3.54% 471,727 2.70%
2032 489,236 2.63% 507,833 3.52% 484,111 2.63%
2033 501,752 2.56% 525,627 3.50% 496,495 2.56%
2034 514,267 2.49% 543,955 3.49% 508,880 2.49%
2035 526,783 2.43% 562,833 3.47% 521,264 2.43%
2036 539,298 2.38% 582,277 3.45% 533,649 2.38%
2037 551,814 2.32% 602,304 3.44% 546,033 2.32%
2038 564,329 2.27% 622,933 3.42% 558,417 2.27%
2039 576,845 2.22% 644,180 3.41% 570,802 2.22%
2040 589,361 2.17% 666,064 3.40% 583,186 2.17%
2041 601,876 2.12% 688,605 3.38% 595,571 2.12%
2042 614,392 2.08% 711,823 3.37% 607,955 2.08%
2043 626,907 2.04% 735,737 3.36% 620,339 2.04%
2044 639,423 2.00% 760,368 3.35% 632,724 2.00%
2045 651,938 1.96% 785,738 3.34% 645,108 1.96%
2046 664,454 1.92% 811,869 3.33% 657,493 1.92%
2047 676,969 1.88% 838,784 3.32% 669,877 1.88%
2048 689,485 1.85% 866,507 3.31% 682,261 1.85%
2049 702,000 1.82% 895,061 3.30% 694,646 1.82%
2050 714,516 1.78% 924,472 3.29% 707,030 1.78%
2051 727,031 1.75% 954,766 3.28% 719,415 1.75%
2052 739,547 1.72% 985,968 3.27% 731,799 1.72%
2053 752,062 1.69% 1,018,106 3.26% 744,184 1.69%
2054 764,578 1.66% 1,051,208 3.25% 756,568 1.66%
(MWh) (MWh)
(MWh)
Dependent Variable: ENE11
Date: 04/14/23 Time: 12:03
C 38677.41 7563.848 5.113457 0.0000
@TREND 12515.52 499.1072 25.07583 0.0000
Sum squared resid 1.02E+10 Schwarz criterion 22.83193
Dependent Variable: ENE11
Date: 04/14/23 Time: 12:07
C -115872.6 6725.882 -17.22786 0.0000
PBIAD11 46.76604 0.946538 49.40746 0.0000
Sum squared resid 2.70E+09 Schwarz criterion 21.50433

PROYECCIÓN GLOBAL DE ENERGÍA
12
REGULADO LIBRE TOTAL
AÑO TASA DE TASA DE TASA DE
CRECIM. (%) CRECIM. (%) CRECIM. (%)
2022 380,272 352,047 732,319
2023 393,678 3.53% 358,189 1.74% 751,868 2.67%
2024 406,613 3.29% 425,555 18.81% 832,168 10.68%
2025 421,051 3.55% 426,696 0.27% 847,748 1.87%
2026 436,255 3.61% 455,909 6.85% 892,163 5.24%
2027 452,014 3.61% 482,326 5.79% 934,339 4.73%
2028 468,275 3.60% 482,326 0.00% 950,600 1.74%
2029 485,032 3.58% 482,326 0.00% 967,358 1.76%
2030 498,472 2.77% 482,326 0.00% 980,797 1.39%
2031 511,911 2.70% 482,326 0.00% 994,237 1.37%
2032 525,350 2.63% 482,326 0.00% 1,007,676 1.35%
2033 538,790 2.56% 482,326 0.00% 1,021,115 1.33%
2034 552,229 2.49% 482,326 0.00% 1,034,555 1.32%
2035 565,668 2.43% 482,326 0.00% 1,047,994 1.30%
2036 579,108 2.38% 482,326 0.00% 1,061,434 1.28%
2037 592,547 2.32% 482,326 0.00% 1,074,873 1.27%
2038 605,987 2.27% 482,326 0.00% 1,088,312 1.25%
2039 619,426 2.22% 482,326 0.00% 1,101,752 1.23%
2040 632,865 2.17% 482,326 0.00% 1,115,191 1.22%
2041 646,305 2.12% 482,326 0.00% 1,128,630 1.21%
2042 659,744 2.08% 482,326 0.00% 1,142,070 1.19%
2043 673,184 2.04% 482,326 0.00% 1,155,509 1.18%
2044 686,623 2.00% 482,326 0.00% 1,168,949 1.16%
2045 700,062 1.96% 482,326 0.00% 1,182,388 1.15%
2046 713,502 1.92% 482,326 0.00% 1,195,827 1.14%
2047 726,941 1.88% 482,326 0.00% 1,209,267 1.12%
2048 740,380 1.85% 482,326 0.00% 1,222,706 1.11%
2049 753,820 1.82% 482,326 0.00% 1,236,146 1.10%
2050 767,259 1.78% 482,326 0.00% 1,249,585 1.09%
2051 780,699 1.75% 482,326 0.00% 1,263,024 1.08%
2052 794,138 1.72% 482,326 0.00% 1,276,464 1.06%
2053 807,577 1.69% 482,326 0.00% 1,289,903 1.05%
2054 821,017 1.66% 482,326 0.00% 1,303,342 1.04%
(MWh) (MWh) (MWh)
0
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
2051
2052
2053
2054
PROYECCIÓN GLOBAL (MWh)
REGULADO LIBRE
*Incluye pérdidas

PROYECCIÓN POTENCIA
13
SUBESTACIÓN BARRA TENSIÓN POTENCIA (MW)
(kV) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2035 2040 2045 2050 2054
AYAVIRI AYAVIRI10 10 1.28 1.33 1.53 1.58 1.88 1.93 1.98 2.04 2.09 2.31 2.54 2.77 2.99 3.17
AYAVIRI AYAVIRI23 22.9 1.85 1.91 2.26 2.32 2.62 2.69 2.76 2.83 2.89 3.19 3.48 3.77 4.07 4.30
AZANGARO AZANG023 22.9 4.08 4.18 4.44 4.55 6.47 6.58 6.70 6.82 6.92 7.41 7.90 8.39 8.88 9.27
ANANEA ANANE023 22.9 13.86 15.17 17.58 18.17 19.08 19.64 20.04 20.45 20.78 22.42 24.06 25.70 27.35 28.66
HUANCANE HUANC023 22.9 1.81 1.88 2.86 2.93 3.35 3.42 3.50 3.58 3.65 3.97 4.29 4.61 4.93 5.18
ANTAUTA ANTAU023 22.9 3.26 3.37 3.68 3.80 4.79 4.92 5.06 5.21 5.32 5.90 6.47 7.05 7.62 8.08
JULIACA 2 JULIA010 10 27.97 28.93 30.72 31.76 33.81 36.63 37.80 39.01 39.98 44.81 49.65 54.48 59.32 63.18
JULIACA 2 JULIA023 22.9 6.38 6.61 9.82 10.06 10.32 12.13 12.41 12.69 12.91 14.04 15.17 16.30 17.43 18.33
TOTORANI PUNOT023 22.9 3.43 3.54 4.37 4.49 4.62 5.49 5.63 5.77 5.88 6.45 7.02 7.59 8.16 8.61
BELLAVISTA-PUNO PUNOB010 10 11.95 12.37 13.10 13.56 14.32 14.81 15.32 15.85 16.27 18.38 20.49 22.61 24.72 26.41
ILAVE ILAVE023 22.9 3.95 4.09 5.12 5.27 5.79 5.95 6.12 6.30 6.43 7.13 7.83 8.53 9.23 9.79
POMATA POMAT023 22.9 4.46 4.62 5.93 6.10 6.28 6.46 6.65 6.85 7.01 7.80 8.59 9.38 10.16 10.80
SE SAN GABÁN II SGABA010 13.2 0.88 0.91 1.06 1.10 1.37 1.41 1.45 1.49 1.52 1.67 1.83 1.98 2.14 2.26
CARACOTO CARAC023 22.9 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05 3.05
SAN RAFAEL SRAFA138 138 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30
AZANGARO AZANG060 60 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56 10.56
TUCARI TUCARI60 60 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66 1.66
TOTAL MAT 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30 16.30
TOTAL AT 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22
TOTAL MT 88.22 91.96 105.53 108.74 117.73 125.13 128.47 131.92 134.69 148.53 162.36 176.20 190.03 201.10
TOTAL 116.74 120.48 134.05 137.26 146.25 153.65 156.99 160.44 163.21 177.05 190.88 204.72 218.55 229.62
Formato F-121

DETERMINACIÓN DEL
SISTEMA ELÉCTRICO A
REMUNERAR - SER
B

OBJETIVOSESTRATEGICOS
• Se considero la infraestructura actual y la prevista al 2025, aprobada por el Osinergmin en el
periodo regulatorio 2017 – 2021 Y 20221 – 2025.
o Al año 2025 se considera el transformador de 60/10kV de 25 MVA para la SET Bellavista (PIT 2013-2017).
o Al año 2025 se considera la implementación de la SET Puno Sur (138/60/10 kV) (PIT 2013-2017).
o Al año 2025 se considera la implementación de la SET Maravilla (138/22.9/10 kV) (PIT 2013-2017).
o Al año 2025 se considera el banco de compensación reactiva de 2MVAR aprobado por Osinergmin en el
Informe N° 722-2022-GRT para el año 2024.
• Se considero los proyectos TIC aprobados en la actualización del Plan de Transmisión 2023 – 2032:
o Al año 2026 se considera el Enlace 138 kV Derivación San Rafael - Ananea, ampliaciones y subestaciones
asociadas.
o Al año 2027 se considera el Enlace 138 kV San Román – Yocara – Maravilla (Juliaca), ampliaciones y
subestaciones asociadas.
Antecedentes

Perfil Tensión (Diagnóstico Año
2025)
Figura 4 Nivel de Tensión en las barras de
subtransmisión 60 kV - 2025
Figura 5 Nivel de Tensión en las barras de carga
22.9 kV y 10 kV -2025

Perfil Tensión (Diagnóstico Año
2034)
Figura 4 Nivel de Tensión en las barras de
subtransmisión 60 kV - 2034
Figura 5 Nivel de Tensión en las barras de carga
22.9 kV y 10 kV -2034

Cargabilidad Líneas (Diagnóstico 2025-
2034)
Figura 9 Nivel de cargabilidad de las líneas de
transmisión - 2025
Figura 9 Nivel de cargabilidad de las líneas de
transmisión - 2034

Criterios
 El Planeamiento de la Transmisión se realizó para el horizonte 2025 – 2034.
 Las alternativas deben solucionar los problemas de sobrecarga de los
transformadores y líneas de transmisión.
 Los perfiles de tensión en las barras de alta tensión deben encontrarse en +/-5%
de valor nominal.
 Las alternativas son excluyentes entre sí.
 Se considera como parte de las alternativas la rotación de los transformadores.
 Las dimensiones de los transformadores en la medida de lo posible de tratan de
estandarizar.
ANALISIS DE ALTERNATIVAS
DEL SER

Antecedentes
La subestación Ilave se conecta a través de una
derivación en T de la línea L0638 Puno – Pomata
(103.5 KM).
Tolerancia TFA Indicador TFA Excedente Tolerancia INDS Indicador INDS Excedente
2014 5.20 30.00 24.80 7 14.56 7.56
2015 5 17.00 12.00 6 9.99 3.99
2016 5 18.00 13.00 6 9.12 3.12
2017 5 13.00 8.00 6 3.96 OK
2018 5 14.00 9.00 6 3.88 OK
2019 5 8.00 3.00 6 4.20 OK
2020 5 5.00 OK 6 0.84 OK
2021 5 5.00 0 4 1.96 OK
2022 5 1.00 OK 4 0.08 OK
2023 5 3.00 OK 4 0.69 OK
L-0638 PUNO - POMATA Sierra 103.5
Lineas de Transmision Zona Geografica Longitud (Km) Año
TASA DE FALLA INDISPONIBILIDAD
Del análisis efectuado en el diagnóstico se evidencia
que la subestación no tiene problemas de sobrecarga
en la línea y los perfiles de tensión se encuentran
dentro de los límites permitidos.
Los indicadores se encuentran dentro de las
tolerancias permitidas. Sin embargo, es necesario
brindar un mayor grado de confiabilidad a la SET Ilave
que actualmente se conecta a través de una derivación
en T de la LT Puno – Pomata

Análisis
A fin de mejorar la confiabilidad de la SET Ilave, se propone en el plan de
inversión la implementación de la derivación en PI para la SET Ilave cuya
puesta en servicio sería el año 2026.
Los elementos por considerar serían:
SET AT/MT ILAVE
Celda 60kV - Línea a Puno Und 1 2026
Nuevo
Celda 60kV - Línea a Pomata Und 1 2026
Nuevo
LT 60 kV Derivación - Ilave km 0.03 2026 Nuevo

Celda Alimentador
22.9kV en la SET
Huancané

Del diagnóstico se evidencia que la
subestación no tiene problemas de
sobrecarga en la línea ni transformadores. Por
otro lado, los perfiles de tensión, se
encuentran dentro de los límites permitidos a
excepción del año 2025, este problema de
caída de tensión en la barra de 60 kV será
solucionado con la ejecución del ITC “Enlace
138 kV Derivación San Rafael – Ananea y
subestaciones asociadas” previsto para el año
2026
Antecedente
La subestación de Huancané cuenta con tres
alimentadores de 23 kV con los que se atiende la
distribución de la zona.

Debido al crecimiento espacial de la carga y a fin de tener una mejor
selectividad ante fallas se requiere la implementación de una nueva
celda de alimentación de 23 kV para el año 2026.
El elemento por considerar sería:
Análisis
SET AT/MT "HUANCANE"
Celda 23kV - Alimentador Und. 1 2026 Nuevo

Renovación de la Línea
de Transmisión Juliaca –
Caracoto

La línea de transmisión SET Juliaca – SET Caracoto (L-6311),
de 7.5 km y una antigüedad de más de 30 años, requiere de una
renovación. Actualmente la línea tiene 36 estructuras
conformada por 01 torre y 35 postes metálicos que presentan
varias deficiencias: Cuerpo de poste corroída.
 Base y pernos de poste corroída.
 Base corroída grado 3, con pérdida de material y con riesgo
de caída.
 Postes con abolladuras.
 Vivienda en la franja de servidumbre.
Antecedente

Se solicita la renovación de la línea de transmisión dado que cumplió
con el tiempo de vida de los equipos y presenta muchas deficiencias
en su recorrido.
Los elementos a considerar son:
Análisis
SET MAT/AT/MT JULIACA
LT 60 kV Juliaca – Caracoto km. 7.5 2026 Nuevo

Implementación SET
Antauta 138/60 kV

El sistema eléctrico Antauta se alimenta a través de la línea de transmisión L-6021 SET
Azángaro – SET Antauta de 83.5 km y tiene un transformador de 60/23 kV de 8MVA.
Antecedente
Existe una línea de transmisión entre la
SET Antauta y la SET San Rafael (9 km),
la se encuentra abierta en el extremo de
la SET Antauta, se emplea cuando existe
una contingencia entre la línea 60 kV
SET Azángaro – SET Antauta.

Del diagnóstico se evidencia que la subestación no
tiene problemas de sobrecarga en la línea ni
transformadores. Por otro lado, los perfiles de
tensión, se encuentran dentro de los límites
permitidos.
Antecedente
Por otro lado, cabe señalar que mediante Oficio N°
722-2022-OS-DSE, se señala que el sistema
eléctrico Azángaro – Antauta – San Rafael se
encuentra dentro de los sistemas eléctricos de
transmisión en alerta (SETA), excediendo en el
indicador de indisponibilidad. Los detalles los

Se evalúan dos alternativas para mejorar los problemas de confiabilidad del sistema eléctrico Antauta:
Análisis
Figura 1 Posible ubicación de la Nueva SET Antauta 138/60 kV
SET Derivación
San Rafael
(Proyecto ITC)
LT 1009
(138 kV)
LT 6021
(60 kV)
a) ALTERNATIVA 1
 Línea de 138 kV doble terna de 170 metros desde la
derivación de la LT 1009 a la nueva SET Antauta 138/60 kV.
 SET Antauta 138/60 kV (sistema de simple barra en 138 kV).
o 02 celdas de línea 138 kV
o 01 celda de transformador 138 kV
o 01 transformador bidevanado 138/60 kV 10 MVA
o 01 celda de Transformador 60 kV
o 01 celda de Línea 60 kV a SET Antauta 60/23 kV
a) ALTERNATIVA 2
Se considera la situación actual del sistema eléctrico
Antauta.

Como se puede apreciar de los resultados la opción de menor costo es mantener el sistema
actual sin variaciones. Sin embargo, la opción de no efectuar ninguna obra de infraestructura no
resuelve los problemas señalados por Osinergmin mediante Oficio N° 722-2022-OS-DSE.
Análisis
Valor Presente
Total
Inversión
OYM Pérdidas
Costo Total de
Transmisión
MAT AT MAT/AT AT/MT US$ US$ US$ US$
Alternativa 1
Nueva SET Antauta 138/60 kV
– 10 MVA
10 800 2 275 956 - 627 008 2 913 764 555 027 -214 827 3 253 964
Alternativa 2 Sistema Actual sin variaciones - - - - - - 73 169 73 169
Transmisión Transformación
Alternativas
Cabe señalar que la línea presenta deficiencias en la Servidumbre, por la invasión de la faja de
servidumbre la cual no se ha podido erradicar por la problemática con los pobladores adyacentes a la
línea además de presentar antecedentes de hurto de las Puestas a Tierra de las estructuras.

Por las razones expuestas, se solicita se considera en el presente Plan de Inversiones de
Transmisión 2025 – 2029 la implementación de la nueva SET Antauta 138/60 kV de 10 MVA.
Los elementos a considerar son:
Conclusiones
SET MAT/AT/ ANANEA
LT 138 kV Derivación - Antauta km 0.17 2027 Nuevo
Celda 138kV - LT a Deriv Put Und. 1 2027 Nuevo
Celda 138kV - LT a Deriv Put Und. 1 2027 Nuevo
Celda 138kV - Transformador 2027 Nuevo
TP 138/60 kV-10MVA Und. 1 2027 Nuevo
Celda de Transformador 60kV Und. 1 2027 Nuevo
Celda de Línea 60kV Und. 2 2027 Nuevo
Centro de Control – Incremental en
Sierra - 1 SETS
Und 1 2027 Nuevo

Con la implementación de la nueva SET Antauta se propone considerar el costo incremental del
centro de control en la alternativa desarrollada para el año 2027.
Antecedente

Del diagnóstico del sistema se aprecia que el perfil de
tensión en el punto de derivación Putina 60 kV se
encuentran dentro de los límites permitidos a
excepción del año 2025, este problema de caída de
tensión en la barra de 60 kV será solucionado con la
ejecución del ITC “Enlace 138 kV Derivación San
Rafael – Ananea y subestaciones asociadas” previsto
para el año 2026.
Antecedente
El crecimiento de la demanda en la zona de Putina hace necesario que se vaya preparando la zona
para la implementación de una subestación de transformación en dicha ubicación (esta fue
descartada en el proceso de Modificación del plan de inversiones 2021-2025).

Se solicita en el presente plan de inversión la implementación de la subestación de derivación SET
Putina cuya puesta en servicio sería el año 2029.
Los elementos por considerar serían:
Antecedente
SET AT PUTINA
Celda de Línea 60kV a Ananea Und. 1 2029 Nuevo
Celda de Línea 60kV a Huancane Und. 1 2029 Nuevo
Celda de Línea 60kV a Azángaro Und. 1 2029 Nuevo

• La proyección de demanda fue realizada siguiendo estrictamente la metodología de la
norma tarifas.
• Se ha desarrollado el diagnostico de los sistemas considerando los ingresos de los
proyectos que actualmente se encuentran atrasados. El diagnostico se realizó para los
próximos 10 años.
• La selección de las alternativas ha considerado la posibilidad de la consecución de la
infraestructura en el largo plazo y mejorar los niveles de confiabilidad de los diferentes
sistemas eléctricos de ELPU.
• Como resultado del estudio, se espera una inversión de 4,91 millones de dólares para los
sistemas eléctricos de ELPU.
Conclusiones

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