Plan estratégico para satisfacer la máxima demanda de energía eléctrica en la región Loreto en los próximos 10 años

(1)

UNIVERSIDAD NACIONAL

“PEDRO RUIZ GALLO”

ESCUELA DE POSTGRADO

MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA

“PLAN ESTRATÉGICO PARA SATISFACER LA MÁXIMA

DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REGIÓN

LORETO EN LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS”

TESIS

PARA OPTAR EL GRADO ACADÉMICO DE

MAESTRO EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA CON MENCIÓN EN

ENERGÍA

AUTOR:

Ing. JUAN ANTONIO LABRIN ROMERO

LAMBAYEQUE – PERÚ

(2)

PLAN ESTRATÉGICO PARA SATISFACER LA MÁXIMA

DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REGIÓN LORETO

EN LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS

____________________________ _______________________________ JUAN ANTONIO LABRIN ROMERO Ing. ANÍBAL SALAZAR MENDOZA

AUTORASESOR ASESOR

Presentada a la Escuela de Postgrado de la Universidad Nacional Pedro

Ruiz Gallo para optar el Grado de: MAESTRO EN INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA CON MENCIÓN EN ENERGÍA

APROBADO POR:

_________________________________________

CARLOS CHAMBERGO LARREA

PRESIDENTE DEL JURADO

_________________________________________

AMADO AGUINAGA PAZ

SECRETARIO DEL JURADO

_________________________________________

FREDY DÁVILA HURTADO

(3)

ÍNDICE GENERAL

1.3. CÓMO SE MANIFIESTA Y QUÉ CARACTERÍSTICAS TIENE --- 30

1.3.1.Organización Comercial --- 31

1.3.2.Organización De Los Sistemas De Transmisión --- 33

1.3.2.1. Clasificación por Sistemas Eléctricos de Transmisión --- 33

1.3.2.2. Clasificación por Áreas de Demanda --- 36

1.3.2.3. Comentarios para el análisis de demanda --- 36

1.4. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA METODOLOGÍA --- 37

A. ESTUDIO DEL MERCADO ELÉCTRICO --- 37

1.4.1.Método Econométrico --- 37

1.4.1.1. Aspectos Generales del Método --- 37

1.4.1.2. Aplicación del Método a la Proyección de las Ventas de Energía --- 39

1.4.2.Método De Tendencias--- 40

1.4.2.1. Aspectos Generales del Método --- 40

1.4.2.2. Aplicación del Método a la Proyección de las Ventas de Energía --- 40

1.4.3.Ajuste Final De Los Resultados Obtenidos Por El Método Econométrico Y El Método De Tendencias --- 41

B. PLAN ENERGÉTICO DE DISTRIBUCIÓN --- 43

1.4.4.Proceso De Planeamiento De Distribución --- 45

1.4.4.1. Problema inicial --- 45

1.4.4.2. Horizontes de planeamiento --- 46

1.4.4.3. Planeamiento integrado de la transmisión y distribución --- 47

1.4.4.4. Etapas del Planeamiento de Distribución --- 47

1.4.5.Diagnóstico --- 51

1.4.6.Proyección De Demanda Espacial --- 52

1.4.6.1. Crecimiento de la demanda y proyección de demanda especial --- 52

1.4.6.2. Relación entre KVA instalados y la demanda --- 55

1.4.6.3. Número de subestaciones de distribución y sus potencias nominales en KVA por tipo de uso. --- 57

1.4.6.4. Proyección de demanda horizontal y vertical.--- 58

1.4.6.5. Plan de desarrollo urbano--- 59

1.4.6.6. Ubicación de nuevas subestaciones de distribución por sector --- 59

1.4.7.Optimización De La Red De Baja Tensión --- 62

1.4.7.1. Mapas de densidad de carga. --- 62

1.4.7.2. Modelo de red en baja tensión por densidad de carga --- 64

1.4.7.3. Evaluación de caída de tensión y pérdidas eléctricas --- 67

1.4.7.4. Expansión de Redes BT y pérdidas totales. --- 67

1.4.8.Optimización De La Red De Media Tensión --- 68

1.4.8.1. Sección económica de alimentadores MT --- 68

1.4.8.2. Esquema topológico de alimentadores --- 80

1.4.8.3. Área De Influencia De Alimentadores Y Subestaciones Por Alternativa --- 89

1.4.8.4. Evaluación de operación y confiabilidad por alternativa. --- 96

1.4.8.5. Redes MT y pérdidas totales por alternativa. --- 99

1.4.9.EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS --- 100

1.4.9.1. Evaluación técnica --- 100

1.4.9.2. Evaluación económica de alternativas--- 101

(4)

CAPÍTULO II --- 105

MARCO TEÓRICO--- 105

2.1. INFORMACIÓN DE TRABAJO --- 105

2.1.1.Ventas De Energía --- 105

2.1.2.Producto Bruto Interno --- 107

2.1.3.Población --- 109

2.1.4.Número De Clientes Y Precio De La Energía --- 111

2.2. SISTEMA ELÉCTRICO IQUITOS --- 113

2.2.1.Descripción --- 113

2.2.2.1. Tecnología Existente --- 118

2.2.2.2. Operación --- 129

2.3. SISTEMA ELÉCTRICO NAUTA-REQUENA --- 157

2.3.2.2. Operación --- 166

2.4. SISTEMA ELÉCTRICO CABALLOCOCHA – CONTAMANA - TAMSHIYACU --- 174

2.4.2.2. Operación --- 183

CAP. III --- 191

ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS --- 191

3.1. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS DE LOS INSTRUMENTOS UTILIZADOS --- 191

3.1.1.Proyección Global De Las Ventas De Energía --- 191

3.2. PROYECCIÓN POR EL MÉTODO ECONOMÉTRICO --- 191

3.2.1.Modelo General Utilizado --- 191

Criterios de Evaluación de los Resultados del Método Econométrico --- 192

3.2.2.Modelo de Tres Variables con PBI, Población y Número de Clientes --- 192

3.2.3.Resumen de la Aplicación del Método Econométrico --- 195

3.3. PROYECCIÓN POR EL MÉTODO DE TENDENCIAS --- 199

3.3.1.Aspectos Generales de la Aplicación del Método --- 199

3.3.2.Análisis de Proyección de las Ventas --- 199

3.4. AJUSTE DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS POR EL MÉTODOECONOMÉTRICO Y EL MÉTODO DE TENDENCIAS --- 202

3.5. VENTAS GLOBALES POR NIVEL DE TENSIÓN --- 204

3.5.1.Ventas en Baja Tensión--- 204

3.5.2.Ventas en Media Tensión --- 205

3.5.3.Resumen de las Ventas por Nivel de Tensión --- 205

3.6. DEMANDAS ADICIONALES --- 208

CAPÍTULO IV: --- 210

PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA POR SISTEMA DE TRANSMISIÓN --- 210

4.1. ASPECTOS GENERALES --- 210

4.2. METODOLOGÍA DE PROYECCIÓN--- 210

(5)

4.6. PROYECCIÓN DE VENTAS DEL SISTEMA CONTAMANA --- 223

4.7. PROYECCIÓN DE VENTAS DEL SISTEMA IQUITOS --- 228

4.8. PROYECCIÓN DE VENTAS DEL SISTEMA NAUTA --- 231

4.9. PROYECCIÓN DE VENTAS DEL SISTEMA REQUENA --- 236

4.10. PROYECCIÓN DE VENTAS DEL SISTEMA TAMSHIYACU --- 239

4.11. RESUMEN POR SISTEMA DE TRASMISIÓN --- 243

4.12. AJUSTE A LOS RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE VENTAS GLOBAL --- 246

4.13. PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA POR SET Y POR SISTEMA --- 253

4.13.1. Aspectos Generales--- 253

4.14. VENTAS POR SET EN EL AÑO 2011 --- 253

4.15. PROYECCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA POR SET --- 256

CAPÍTULO V: --- 258

PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA DISTRIBUIDA --- 258

5.2. PÉRDIDAS DE ENERGÍA --- 258

5.3. PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA DISTRIBUIDA --- 259

CAPÍTULO VI: --- 262

PROYECCIÓN DE LAS DEMANDAS DE POTENCIA A NIVEL DE SET o CG --- 262

6.1.1.Máxima Demanda de cada barra (Demanda No Coincidente) --- 262

6.1.2.Demanda Coincidente con la Máxima Demanda de la SET o CG --- 262

6.1.3.Demanda Coincidente con la Máxima Demanda del SEIN --- 262

6.2. FACTORES DE CARACTERIZACIÓN DE LA DEMANDA --- 263

6.3. MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE --- 264

6.3.1.Máxima demanda considerando cargas adicionales --- 264

6.4. DEMANDA COINCIDENTE CON LA MÁXIMA DEMANDA DE LA SET o CG --- 264

6.4.1.Demandas Coincidentes con la Máxima Demanda de la SET o CG considerando cargas adicionales --- 264

6.5. DEMANDA COINCIDENTE CON LA MÁXIMA DEMANDA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN --- 265

6.5.1.Demandas Coincidentes con la Máxima Demanda del Sistema de Transmisión considerando cargas adicionales --- 265

6.6. DEMANDA COINCIDENTE CON LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN --- 265

6.6.1.Demandas Coincidentes con la Máxima Demanda del SEIN considerando cargas adicionales---265

6.7. PRESENTACIÓN DEL MODELO TEÓRICO --- 270

6.7.1.SISTEMA ELÉCTRICO IQUITOS --- 270

A. PROYECCIÓN DE DEMANDA ESPACIAL --- 270

A.1 Relación entre kVA instalados y la demanda. --- 270

A.2 Número de subestaciones de distribución y sus potencias nominales en kVA por tipo de uso. --- 271

A.3 Proyección de demanda horizontal y vertical. --- 277

A.4 Plan de desarrollo urbano. --- 282

A.5 Ubicación de nuevas subestaciones por sector. --- 285

B. OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE BAJA TENSIÓN--- 289

B.1 Mapas de densidad de carga. --- 289

B.2 Modelo de red en baja tensión por densidad de carga. --- 295

B.3 Evaluación de caída de tensión y pérdidas --- 299

B.4 Redes BT y pérdidas eléctricas totales --- 313

C. OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN --- 318

C.1 Área de influencia de alimentadores y subestaciones por alternativa --- 318

(6)

C.3 Redes MT y pérdidas totales por alternativa. --- 372

D. EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS --- 374

D.1 Resumen de Alternativas. --- 374

D.2 Pérdidas totales MT y BT. --- 374

D.3 Evaluación económica de alternativas. --- 375

6.7.2.SISTEMA ELÉCTRICO NAUTA - REQUENA --- 378

A.4 Plan de desarrollo urbano. --- 389

B. OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE BAJA TENSIÓN --- 391

B.3 Evaluación de caída de tensión y pérdidas--- 401

C. OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN--- 416

C.2 Evaluación de operación y confiabilidad por alternativa. --- 422

6.7.3.SISTEMA ELÉCTRICO CABALLOCOCHA – CONTAMANA - TAMSHIYACU --- 432

A.4 Plan de desarrollo urbano --- 444

B. OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE BAJA TENSIÓN --- 447

B.3 Evaluación de caída de tensión y pérdidas--- 459

C. OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN--- 477

C.2 Evaluación de operación y confiabilidad por alternativa. --- 481

CAPÍTULO VII --- 492

CONCLUSIONES --- 492

A. EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS --- 492

(7)

A. EVALUACIÓN TÉCNICO – ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS--- 498

A.1 Pérdidas totales MT y BT. --- 498

A.2 Evaluación económica de alternativas.--- 498

CAPÍTULO VIII --- 500

RECOMENDACIONES --- 500

8.1.1. PROGRAMA DE INVERSIONES --- 500

8.2. SISTEMA ELÉCTRICO NAUTA – REQUENA --- 502

8.2.1. PROGRAMA DE INVERSIONES --- 502

8.3. SISTEMA ELÉCTRICO CABALLOCOCHA – CONTAMANA - TAMSHIYACU --- 503

(8)

INDICE DE CUADROS

Cuadro 3.1 Sistemas Eléctricos de Distribución de ELECTRO ORIENTE S.A. Cuadro 3.2 Sistemas Eléctricos de Transmisión del estudio.

Cuadro 3.3 Riesgo asumido ante una falla simple (propuesta)

Cuadro 3.4 Seccionamiento y enlaces de respaldo según nivel de riesgo.

Cuadro 3.5 Maniobras asociadas a la falla del tramo i-ésimo – 2 puntos de enlace Cuadro 3.6 Maniobras asociadas a la falla del tramo i-ésimo – 4 puntos de enlace Cuadro 3.7 Desempeño esperado (Anexo 13 Res 590-2007- OS/CD)

Cuadro 3.8 Tabla de datos generales para evaluación económica

Cuadro 3.9 Registros históricos de ventas de energía total de ELECTRO ORIENTE (en MWh)

Cuadro 3.10 Registros históricos de ventas de energía de usuarios menores (en MW.h) Cuadro 3.11 Producto Bruto Interno Regional a precios constantes de 1994

Cuadro 3.12 Datos de población regional en San Martín y Loreto.

Cuadro 3.13 Información histórica de clientes y precio medio de la energía Cuadro 3.15 Proyección del número de clientes en el periodo 2000-2031 Cuadro 3.1 Cantidad de SEDs existentes por alimentador, año 2011.

Cuadro 3.2 Metrado de SEDs – Sistema Nauta-Requena (SE0020 y SE0021).

Cuadro 3.3 de BT, Alumbrado Público – Sistema Nauta-Requena (SE0020 y SE0021). Cuadro 3.4 Nauta-Requena (SE0020 y SE0021).

Cuadro 3.5 Sobrecarga de alimentadores periodo 2011-2031. Cuadro 3.6 Pérdidas eléctricas en alimentadores año 2011 y 2031. Cuadro 3.7 Resumen de resultados del método econométrico

Cuadro 3.8 Resultados de las ventas proyectadas con el método econométrico (en MWh)

Cuadro 3.9 Resumen con las tasas de crecimiento proyectas por el método econométrico.

Cuadro 3.10 Curvas de ajuste empleadas con el método de tendencias

Cuadro 3.11 Resumen de los resultados con el método de tendencias (MT+BT) Cuadro 3.12 Resultados de ventas y tasa de crecimiento de ventas con el método de

tendencias

Cuadro 3.13 Resumen de las tasas de crecimiento obtenidas y cálculo de la tasa de crecimiento global de las ventas

Cuadro 3.14 Proyección de ventas totales en Baja tensión aplicando el método de tendencias

Cuadro 3.15 Proyección de las ventas de Energía en MT y BT de usuarios menores Cuadro 3.16 Proyección de las ventas de energía en MT, BT de usuarios menores y

mayores existentes

Cuadro 3.17 Demandas adicionales previstas para el período 2012-2031 (en MW)

Cuadro 3.18 Ventas de energía de usuarios menores del Sistema de Transmisión San Martín-Yurimaguas

Cuadro 3.19 Ventas de energía de usuarios menores del Sistema de Transmisión Caballococha

Cuadro 3.20 Ventas de energía de usuarios menores del Sistema de Transmisión Contamana

(9)

Martín-Yurimaguas

Cuadro 3.27 Proyección de las ventas en BT del Sistema de Transmisión San Martín-Yurimaguas

Cuadro 3.28 Proyección de las ventas en BT del Sistema de Transmisión Caballococh Cuadro 3.29 Proyección de las ventas en MT y BT del Sistema de Transmisión

Contamana

Cuadro 3.30 Proyección de las ventas en BT del Sistema de Transmisión Contamana Cuadro 3.31 Proyección de las ventas en MT y BT del Sistema de Transmisión Iquitos Cuadro 3.32 Proyección de las ventas en BT del Sistema de Transmisión Iquitos Cuadro 3.33 Proyección de las ventas en MT y BT del Sistema de Transmisión Nauta Cuadro 3.34 Proyección de las ventas en BT del Sistema de Transmisión Nauta Cuadro 3.35 Proyección de las ventas en MT y BT del Sistema de Transmisión Cuadro 3.36 Proyección de las ventas en BT del Sistema de Transmisión Requena Cuadro 3.37 Proyección de las ventas en MT y BT del Sistema de Transmisión

Tamshiyacu

Cuadro 3.38 Proyección final de las ventas por Sistema de Transmisión de Usuarios Menores no ajustado a la proyección global; periodo 2011-2031 (MW.h) Cuadro 3.39 Proyección final de las ventas por Sistema de Transmisión de Usuarios

Menores ajustado a la proyección global; periodo 2011-2031 (MW.h)

Cuadro 3.40 Proyección de las ventas de energía de usuarios menores y mayores (existentes y nuevos) y demandas adicionales, por SET o CG por Sistema de Transmisión de ELECTRO ORIENTE (en MWh)

Cuadro 3.41 Pérdidas estándar de energía vigentes

Cuadro 3.42 Porcentajes de pérdidas de energía en MT y BT por sector típico

Cuadro 3.43 Factores de expansión de pérdidas de energía en MT y BT por sector típico Cuadro 3.44 Energía distribuida por barra de las SET o CG, nivel de tensión y Sistema

de Transmisión de Usuarios Menores y Mayores (existentes y nuevos) considerando las cargas adicionales (en MW.h)

Cuadro 3.45 Factores de caracterización de la demanda por barra y Sistema de Transformación

Cuadro 3.46 Máxima Demanda de Potencia No Coincidente por barra y Sistema de Transmisión considerando cargas adicionales (en MW)

Cuadro 3.47 Demanda de Potencia Coincidente con la Máxima Demanda de la SET o CG por barra y Sistema de Transmisión considerando cargas adicionales (en MW)

Cuadro 3.48 Demanda de Potencia Coincidente con la Máxima Demanda del Sistema de Transmisión por barra y Sistema de Transmisión considerando cargas adicionales (en MW)

Cuadro 3.49 Demanda de Potencia Coincidente con la Máxima Demanda del SEIN por barra y Sistema de Transmisión sin considerar considerando (en MW). Cuadro A.1 SEDs por zona

Cuadro A.2 Metrado – SED 0106015E Cuadro A.3 Metrado – SED 0110045E Cuadro A.4 Metrado – SED 0201065E Cuadro A.5 Metrado – SED 0202185E Cuadro A.6 Metrado – SED 0205065E

Cuadro A.7 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0110045E Cuadro A.8 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0106015E Cuadro A.9 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0205065E Cuadro A.10 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0202185E Cuadro A.11 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0201065E Cuadro A.12 Pérdidas eléctricas 2031

(10)

Cuadro A.15 Pérdidas eléctricas en SED MT/BT – año 2011 Cuadro A.16 Pérdidas eléctricas de redes de BT – año 2031 Cuadro A.17 Pérdidas eléctricas en SED MT/BT – año 2031 Cuadro A.18 Pérdidas eléctricas de redes de BT – período 2011-2031 Cuadro A.19 Pérdidas eléctricas en SED MT/BT – período 2011-2031

Cuadro A.20 Resumen de pérdidas eléctricas de energía en BT – período 2011-2031 Cuadro A.21 Distribución de demandas en MW por SET – 1era alternativa

Cuadro A.22 Distribución de demandas con nueva SET (Iquitos Nueva) en MW – 1era alternativa

Cuadro A.23 Distribución de demandas por áreas de influencia de alimentador al año 2011 – SET Iquitos Existente – 1era alternativa

Cuadro A.27 Distribución de demandas por áreas de influencia de alimentador al año 2011 – SET Santa Rosa – 1era alternativa

Figura A.1 Área de influencia por alimentador 2013 – SET Santa Rosa – 1era alternativaqq

Cuadro A.32 Distribución de demandas por áreas de influencia de alimentador al año 2013 – SET Iquitos Existente – 2da alternativa

Cuadro 3.1 Pérdidas eléctricas 2013 – 2031, alternativa 1. Cuadro 3.2 Pérdidas eléctricas 2013 – 2031, alternativa 2. Cuadro 3.3 Pérdidas eléctricas totales - alternativa 1 Cuadro 3.4 Pérdidas eléctricas totales - alternativa 2

Cuadro 3.5 Metrado de alimentadores para la alternativa 1 Cuadro 3.6 Metrado de alimentadores para la alternativa 2 Cuadro 3.7 Metrado de equipos para la alternativa 1

Cuadro 3.8 Metrado de equipos para la alternativa 2 Cuadro 3.9 Evaluación económica - alternativa 1 Cuadro 3.10 Evaluación económica - alternativa 2

Cuadro 3.11 Relación entre kVA instalados y la demanda de Caballococha

(11)

Cuadro 3.19 Proyección de demanda por tipo de uso en MW.h de Contamana. Cuadro 3.20 Proyección de demanda por tipo de uso en MW.h de Tamshiyacu. Cuadro 3.21 Aumento de demanda horizontal no acumulada en kVA de Caballococha.

Cuadro 3.22 Tasas de crecimiento demanda horizontal en % de Caballococha. Cuadro 3.23 Proyección de demanda horizontal en kVA de Caballococha. Cuadro 3.24 Demanda a repartir en la SEDs existentes por sobrecarga en kVA de

Caballococha.

Cuadro 3.25 Proyección de demanda Vertical en kVA de Caballococha.

Cuadro 3.26 Proyección de demanda Horizontal y Vertical en kVA de Caballococha. Cuadro 3.27 Aumento de demanda horizontal no acumulada en kVA de Contamana. Cuadro 3.28 Tasas de crecimiento demanda horizontal en % de Contamana.

Cuadro 3.29 Proyección de demanda horizontal en kVA de Contamana.

Cuadro 3.30 Demanda a repartir en la SEDs existentes por sobrecarga en kVA de Contamana.

Cuadro 3.31 Proyección de demanda Vertical en kVA de Contamana.

Cuadro 3.32 Proyección de demanda Horizontal y Vertical en kVA de Contamana. Cuadro 3.33 Aumento de demanda horizontal no acumulada en kVA de Tamshiyacu. Cuadro 3.34 Tasas de crecimiento demanda horizontal en % de Tamshiyacu.

Cuadro 3.35 Proyección de demanda horizontal en kVA de Tamshiyacu.

Cuadro 3.36 Demanda a repartir en la SEDs existentes por sobrecarga en kVA de Tamshiyacu.

Cuadro 3.37 Proyección de demanda Vertical en kVA de Tamshiyacu.

Cuadro 3.38 Proyección de demanda Horizontal y Vertical en kVA de Tamshiyacu. Cuadro 3.39 Número de SEDs, Distribuidora y Terceros por sistema - Año 2011. Cuadro 3.40 Área de influencia de cada SED.

Cuadro 3.41 SEDs por zona

Cuadro 3.42 Metrado – SED 0602045E Cuadro 3.43 Metrado – SED 1001010E Cuadro 3.44 Metrado – SED 0601015E Cuadro 3.45 Metrado – SED 0602050E

Cuadro 3.46 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0602045E Cuadro 3.47 Pérdidas eléctricas 2011 – SED 0401010E

Cuadro 3.48 Pérdidas eléctricas en el Fe y el Cu de transformadores normalizados. Cuadro 3.49 Pérdidas eléctricas de redes de BT – año 2011

Cuadro 3.50 Pérdidas eléctricas en SED MT/BT – año 2011 Cuadro 3.51 Pérdidas eléctricas de redes de BT – año 2031 Cuadro 3.52 Pérdidas eléctricas en SED MT/BT – año 2031

Cuadro 3.53 Pérdidas eléctricas de redes de BT – período 2011-2031 Cuadro 3.54 Pérdidas eléctricas en SED MT/BT – período 2011-2031

Cuadro 3.55 Resumen de pérdidas eléctricas de energía en BT – período 2011-2031 Cuadro 3.56 Distribución de demandas por áreas de influencia de alimentador al año

2011 – SET Caballococha, SETContamana y SET Tamshiyacu – 1era alternativa

Cuadro 3.57 Indicadores de confiabilidad (SAIFI y SAIDI) 2013 – 2031 – Alternativa 1.

Cuadro 3.58 Máximas caídas de tensión 2013 – 2031, alternativa 1. Cuadro 3.59 Pérdidas eléctricas 2013 – 2031, alternativa 1.

Cuadro 3.60 Pérdidas eléctricas totales - alternativa 1 Cuadro 3.61 Pérdidas eléctricas totales - alternativa 2

Cuadro 3.62 Metrado de alimentadores para la alternativa 1 Cuadro 3.63 Metrado de alimentadores para la alternativa 2 Cuadro 3.64 Metrado de equipos para la alternativa 1

(12)

Cuadro 3.67 Evaluación económica - alternativa 2 Cuadro 3.68 Pérdidas eléctricas totales - alternativa 1

Cuadro 3.69 Metrado de alimentadores para la alternativa 1 Cuadro 3.70 Metrado de equipos para la alternativa 1

(13)

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Relación entre kVA instalados y la demanda – Electro Oriente Tabla 2 Zonas de densidad de carga

Tabla 3 Factores de conversión y caracterización de cargas Tabla 4 Tabla de datos generales

Tabla 5 Aluminio vs Cobre – tabla de parámetros

Tabla 6 Aluminio vs Cobre – gráfico carga vs costo total valor presente

Tabla 7 Aluminio vs Autoportante de Aluminio – gráfico carga vs costo total valor presente Tabla 8 Sector típico 2 y 3 – características de la red primaria

Tabla 9 Sector típico 2 y 3 – red monofásica – grafico carga vs costo total valor presente Tabla 10 Sector típico 2 y 3 - red monofásica – tabla de secciones óptimas para cada carga Tabla 11 Sector típico 2 y 3 – red bifásica – tabla de parámetros de conductores a evaluarse Tabla 12 Sector típico 2 y 3 – red bifásica – gráfico carga vs costo total valor presente Tabla 13 Sector Típico 2 y 3 – red bifásica – tabla de secciones óptimas para cada carga Tabla 14 Sector típico 2 y 3 – red trifásica – tabla de parámetros de conductores a evaluarse Tabla 15 Sector típico 2 y 3 – red trifásica – gráfico carga vs costo total valor presente Tabla 16 Sector típico 2 y 3 – red trifásica – tabla de secciones óptimas para cada carga Tabla 17 Sector típico 4 y 5 – características de la red primaria

Tabla 18 Sector típico 4 y 5 – red monofásica – tabla de parámetros de conductores a evaluarse Tabla 19 Sector típico 4 y 5 – red monofásica – gráfico carga vs costo total valor presente Tabla 20 Sector típico 4 y 5 – red monofásica – tabla de secciones óptimas para cada carga Tabla 21 Sector típico 4 y 5 – red bifásica – tabla de parámetros de conductores a evaluarse Tabla 22 Sector típico 4 y 5 – red bifásica – gráfico carga vs costo total valor presente Tabla 23 Sector típico 4 y 5 – red bifásica – tabla de secciones óptimas para cada carga Tabla 24 Sector típico 4 y 5 – red trifásica – tabla de parámetros de conductores a evaluarse Tabla 25 Sector típico 4 y 5 – red trifásica – gráfico carga vs costo total valor presente Tabla 26 Sector típico 4 y 5 – red trifásica – tabla de secciones óptimas para cada carga Tabla 27 Cantidad de SED´s existentes por alimentador, año 2011

Tabla 28 Metrado de redes de MT – Sistema Iquitos Urbano (SE0019) Tabla 29 Metrado de SED´s – Sistema Iquitos Urbano (SE0019)

Tabla 30 Metrado de redes de BT, Servicio Particular – Sistema Iquitos Urbano (SE0019) Tabla 31 Metrado de redes de BT, Alumbrado Público – Sistema Iquitos Urbano (SE0019)

Tabla 32 Características y metrados del parque de alumbrado público – Sistema Iquitos Urbano (SE0019)

Tabla 33 Metrado de redes de MT – Sistema Iquitos Rural (SE0234) Tabla 34 Metrado SED´s – Sistema Iquitos Rural (SE0234)

Tabla 35 Metrado de redes de BT, Servicio Particular – Sistema Iquitos Rural (SE0234) Tabla 36 Metrado de redes de BT, Alumbrado Público – Sistema Iquitos Rural (SE0234) Tabla 37 Sobrecarga de alimentadores periodo 2011 - 2031

Tabla 38 Metrado de redes de MT – Sistema Caballococha – Contamana – Tamshiyacu (SE0017, SE0018 y SE0172)

Tabla 39 Metrado de SED´s – Sistema Caballococha – Contamana – Tamshiyacu (SE0017, SE0018 y SE0172)

Tabla 40 Sobrecarga de alimentadores periodo 2011-2031

Tabla 41 Método Econométrico con tres variables independientes (PBI, Clientes, Población) Tabla 42 Método Econométrico con dos variables independientes (PBI, Clientes)

Tabla 43 Método Econométrico con dos variables independientes (PBI, Población) Tabla 44 Método Econométrico con una variable independiente (PBI)

Tabla 45 Método Econométrico con dos variables independientes (PBI, Precio) Tabla 46 Relación entre kVA instalados y la demanda – Iquitos

Tabla 47 Relación entre kVA instalados y la demanda – Iquitos Rural Tabla 48 Frecuencia de números de SED´s – Distribuidoras - Iquitos Tabla 49 Frecuencia de números de SED´s – Terceros - Iquitos

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 3.1 Zona de concesión ELECTRO ORIENTE S.A.

Figura 3.1 Método Econométrico para la proyección de las Ventas de Energía30 Figura 3.2 Método de tendencias para la proyección de las ventas de energía Figura 3.3 Ajuste final de la proyección de la demanda

Figura 3.4 Crecimiento de la demanda identificando las componentes horizontales (nuevas áreas de carga) y vertical (aumento de la densidad de carga). 516

Figura 3.5 Comportamiento de la demanda (máxima demanda) para diferentes tamaños de áreas geográficas.

Figura 3.6 Cargas afectadas por falla permanente o desconexión programada Figura 3.7 Esquema topológico de alimentadores propuesto

Figura 3.8 Criterio de respaldo y seccionamiento Figura 3.9 Diagrama equivalente con 2 puntos de enlace Figura 3.10 Diagrama equivalente 4 puntos de enlace

Figura 3.11 Determinación del área de influencia de una SET propuesta mediante el método de las mediatrices.

Figura 3.12 Centro de carga del área de influencia de una SET propuesta. Figura 3.13 Área de influencia de un alimentador

Figura 3.14 Ejemplo de tendido de troncal para un área de influencia de alimentador Figura 3.15 Indicador SAIFI 2010 – Instalación causante

Figura 3.16 Indicador SAIDI 2010 – Instalación causante

Figura 3.17 Parámetros de los equipamientos de protección y seccionamiento para la evaluación de confiabilidad

Figura 3.18 Pérdidas totales

Figura 3.19 Ventas de energía total de ELECTRO ORIENTE (en MWh)

Figura 3.20 Ventas de energía de usuarios menores de ELECTRO ORIENTE (en MW.h). Figura 3.21 Producto Bruto Interno Regional a precios constantes de 1994

Figura 3.22 Población proyectada, departamentos de San Martín y Loreto.

Figura 3.23 Curvas de ajuste en la proyección de clientes con métodos de tendencias. Figura 3.24 Plano de concesión de Nauta.

Figura 3.25 Plano de concesión de Requena.

Figura 3.26 Sistema eléctrico de Requena y alimentadores MT. Figura 3.27 Sistema eléctrico de Nauta y alimentadores MT. Figura 3.28 Caída de tensión en el alimentador 501 - 2011. Figura 3.29 Caída de tensión en el alimentador 501 - 2031. Figura 3.30 Caída de tensión en el alimentador 502 - 2011. Figura 3.31 Caída de tensión en el alimentador 502 - 2031. Figura 3.32 Caída de tensión en el alimentador 701 - 2011. Figura 3.33 Caída de tensión en el alimentador 701 - 2031. Figura 3.34 Caída de tensión en el alimentador 702 - 2011. Figura 3.35 Caída de tensión en el alimentador 702 - 2031.

Figura 3.36 Curvas de ajuste empleadas con el método de tendencias

Figura 3.37 Evolución de las ventas globales en MT, BT de usuarios menores, proyectadas por nivel de tensión.

Figura 3.38 Evolución de las ventas globales en MT, BT de usuarios menores y mayores existentes, proyectadas por nivel de tensión

Figura 3.39 Diagrama simplificado con las etapas de proyección por Sistema de Transmisión

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Figura 3.42 Resultados del análisis de regresión para las ventas totales en MT y BT del Sistema de Transmisión Caballococha.

Figura 3.43 Resultados del análisis de tendencias para las ventas en BT del Sistema de Transmisión Caballococha

Figura 3.44 Resultados del análisis de regresión para las ventas totales en MT y BT del Sistema de Transmisión Contamana.

Figura 3.45 Resultados del análisis de tendencias para las ventas en BT del Sistema de Transmisión Contamana

Figura 3.46 Resultados del análisis de regresión para las ventas totales en MT y BT del Sistema de Transmisión Iquitos.

Figura 3.47 Resultados del análisis de tendencias para las ventas en BT del Sistema de Transmisión Iquitos

Figura 3.48 Resultados del análisis de regresión para las ventas totales en MT y BT del Sistema de Transmisión Nauta.

Figura 3.49 Resultados del análisis de tendencias para las ventas en BT del Sistema de Transmisión Nauta

Figura 3.50 Resultados del análisis de regresión para las ventas totales en MT y BT del Sistema de Transmisión Requena.

Figura 3.51 Resultados del análisis de tendencias para las ventas en BT del Sistema de Transmisión Requena

Figura 3.52 Resultados del análisis de regresión para las ventas totales en MT y BT del Sistema de Transmisión Tamshiyacu.

Figura 3.57 Evolución de las ventas de usuarios menores del Sistema de Transmisión Iquitos, proyectadas por nivel de tensión

Figura 3.58 Evolución de las ventas de usuarios menores del Sistema de Transmisión Nauta, proyectadas por nivel de tensión

Figura 3.59 Evolución de las ventas de usuarios menores del Sistema de Transmisión Requena, proyectadas por nivel de tensión

Figura 3.60 Evolución de las ventas de usuarios menores del Sistema de Transmisión Tamshiyacu, proyectadas por nivel de tensión

Figura 3.61 Evolución de las ventas de usuarios menores del ELECTRO ORIENTE, proyectadas por nivel de tensión

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Figura A.17 Niveles de caída de tensión – SED 0110045E – Año 2031 Figura A.18 Máxima caída de tensión – SED 0110045E – Año 2031 Figura A.19 Niveles de caída de tensión – SED 0106015E – Año 2031 Figura A.20 Máxima caída de tensión – SED 0106015E – Año 2031 Figura A.21 Niveles de caída de tensión – SED 0205065E – Año 2031 Figura A.22 Máxima caída de tensión – SED 0205065E – Año 2031 Figura A.23 Niveles de caída de tensión – SED 0202185E – Año 2031 Figura A.24 Máxima caída de tensión – SED 0202185E – Año 2031 Figura A.25 Niveles de caída de tensión – SED 0201065E – Año 2031 Figura A.26 Máxima caída de tensión – SED 0201065E – Año 2031

Figura A.27 Demanda en función de las pérdidas eléctricas – SED 0110045E Figura A.28 Demanda en función de las pérdidas eléctricas – SED 0106015E Figura A.29 Demanda en función de las pérdidas eléctricas – SED 0205065E Figura A.30 Demanda en función de las pérdidas eléctricas – SED 0202185E Figura A.31 Demanda en función de las pérdidas eléctricas – SED 0201065E

Figura A.32 Pérdidas eléctricas de potencia en transformadores en función de los KVA. Figura A.33 Área de influencia real por SET – 1era alternativa

Figura A.34 Área de influencia óptima por SET – 1era alternativa

Figura A.35 Área de influencia óptima por SET (desde 2018) – 1era alternativa

Figura A.36 Área de influencia por alimentador 2013 – SET Iquitos Existente – 1era alternativa

Figura A.39 Área de influencia por alimentador 2013 – SET Santa Rosa – 1era alternativa

Figura A.40 Área de influencia por alimentador 2016 – SET Santa Rosa – 1era alternativa Figura A.41 Área de influencia por alimentador 2018 – SET Santa Rosa – 1era alternativa

Figura A.42 Área de influencia por alimentador 2024 – SET Santa Rosa – 1era alternativa

Figura A.43 Área de influencia por alimentador 2019 – SET Iquitos Existente – 2da alternativa

Figura A.44 Área de influencia por alimentador 2024 – SET Iquitos Existente – 2da alternativa

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Figura 3.81 Caída de tensión en la SET Santa Rosa, alternativa 2 - 2016. Figura 3.82 Caída de tensión en la SET Santa Rosa, alternativa 2 - 2021.

Figura 3.83 Caída de tensión en la SET Santa Rosa, alternativa 2 - 2026. Figura 3.84 Caída de tensión en la SET Santa Rosa, alternativa 2 - 2031.

Figura 3.85 Frecuencia de números de SEDs – Distribuidoras de Caballococha-Contamana-Tamshiyacu

Figura 3.86 Frecuencia de números de SEDs – Terceros de Caballococha-Contamana-Tamshiyacu

Figura 3.87 Frecuencia de números de SEDs – Total de Caballococha-Contamana-Tamshiyacu

Figura 3.88 Ubicación espacial de SEDs nueva de la ciudad de Caballococha Figura 3.89 Ubicación espacial de SEDs nueva de la ciudad de Contamana. Figura 3.90 Ubicación espacial de SEDs nueva de la ciudad de Tamshiyacu . Figura 3.91 Mapa de densidad de carga – año 2011-Caballococha

Figura 3.92 Mapa de densidad de carga – año 2011-Contamana Figura 3.93 Mapa de densidad de carga – año 2011-Tamshiyacu Figura 3.94 Mapa de densidad de carga – año 2016-Caballococha Figura 3.95 Mapa de densidad de carga – año 2016-Contamana Figura 3.96 Mapa de densidad de carga – año 2016-Tamshiyacu Figura 3.97 Mapa de densidad de carga – año 2021-Caballococha Figura 3.98 Mapa de densidad de carga – año 2021-Contamana Figura 3.99 Mapa de densidad de carga – año 2021-Tamshiyacu Figura 3.100 Mapa de densidad de carga – año 2026-Caballococha Figura 3.101 Mapa de densidad de carga – año 2026-Contamana Figura 3.102 Mapa de densidad de carga – año 2026-Tamshiyacu Figura 3.103 Mapa de densidad de carga – año 2031-Caballococha Figura 3.104 Mapa de densidad de carga – año 2031-Contamana Figura 3.105 Mapa de densidad de carga – año 2031-Tamshiyacu Figura 3.106 SED 0602045E – Alta 1

Figura 3.107 SED 1001010E – Alta 2 Figura 3.108 SED 0601015E – Media Figura 3.109 SED 0602050E – Baja

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Figura 3.133 Demanda en función de las pérdidas eléctricas – SED 0401010E

Figura 3.134 Pérdidas eléctricas de potencia en transformadores en función de los kVA. Figura 3.135 Área de influencia óptima por SET – 1era alternativa

Figura 3.136 Área de influencia por alimentador 2011 – SET Caballococha – 1era alternativa Figura 3.137 Área de influencia por alimentador 2011 – SET Contamana – 1era alternativa Figura 3.138 Área de influencia por alimentador 2011 – SET Tamshiyacu – 1era alternativa

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RESUMEN

En la presente investigación se desarrolla el Plan de Desarrollo Energético de los Sistemas Eléctricos de la Región de Loreto a nivel de Generación, Transmisión y Distribución dentro de la zona de concesión y área de influencia de Electro Oriente S.A., a fin de contar con un Plan d Inversiones para un horizonte de diez (10) años, que permita abastecer el mercado eléctrico al mínimo costo, satisfaciendo el conjunto de exigencias previstas para el servicio eléctrico.

El análisis del objeto de estudio comprende, la Ubicación donde se desarrolla el estudio, como surge el problema, como se manifiesta y qué características tiene el problema. Este capítulo comprende también la descripción detallada de la metodología empleada.

El marco teórico es el compendio de información válida para la realización de la investigación considerando el estado del arte en el propio campo de interés; se establece a través de una revisión bibliográfica limitado solo a los temas que tiene una relación directa con el objetivo y la hipótesis de la investigación. El marco teórico coadyuva en la interpretación de los datos obtenidos y fundamenta el resultado; además permite la obtención de datos suficientes y confiables para poder comprobar la hipótesis.

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ABSTRACT

The Energy Development Plan of the Loreto Region Electric Systems at the Generation, Transmission and Distribution level within the area of concession and area of influence of Electro Oriente SA, in order to have an Investment Plan for a horizon of ten (10) years, to supply the electricity market at a minimum cost, satisfying the set of requirements for electric service.

The analysis of the object of study includes, the location where the study is developed, how the problem arises, how it manifests itself and what characteristics the problem has. This chapter also includes a detailed description of the methodology used.

The theoretical framework is an examination of theory and research in the field of interest itself; is established through a limited bibliographic review only to the subjects that has a direct relation with the objective and the research hypothesis. The theoretical framework contributes to the interpretation of the data obtained and bases the result; it also allows obtaining sufficient and reliable data to be able to verify the hypotheses.

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ABSTRACTO

El Plan de Desarrollo Energético de los Sistemas Eléctricos de la Región de Loreto a nivel de Generación, Transmisión y Distribución dentro de la zona de concesión y área de influencia de Electro Oriente S.A., a fin de contar con un Plan de Inversiones para un horizonte de diez (10) años, que permita abastecer el mercado eléctrico al mínimo costo, satisfaciendo el conjunto de exigencias previstas para el servicio eléctrico.

El análisis del objeto de estudio comprende, la Ubicación donde se desarrolla el estudio, como surge el problema, como se manifiesta y qué características tiene el problema. Este capítulo comprende también la descripción detallada de la metodología empleada.

El marco teórico es un examen de la teoría y de la investigación en el propio campo de interés; se establece a través de una revisión bibliográfica limitado solo a los temas que tiene una relación directa con el objetivo y la hipótesis de la investigación. El marco teórico coadyuva en la interpretación de los datos obtenidos y fundamenta el resultado; además permite la obtención de datos suficientes y confiables para poder comprobar las hipótesis.

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INTRODUCCIÓN

El objetivo del estudio es desarrollar el plan estratégico para satisfacer la máxima demanda de energía eléctrica en la Región Loreto en los próximos 10 años

Los objetivos específicos del plan estratégico son:

• Determinar la proyección de la Demanda de Energía Eléctrica dentro de 10 años en la Región Loreto.

• Determinar nuevas alternativas del Sistema de Generación de la Región Loreto.

• Determinar qué proyectos de inversión y cuando se irían incorporando al Sistema Eléctrico para dar atención a la demanda en los próximos 10 años.

El objetivo general es desarrollar El Plan de Desarrollo Energético de los Sistemas Eléctricos de la Región de Loreto a nivel de Generación, Transmisión y Distribución dentro de la zona de concesión y área de influencia de Electro Oriente S.A., a fin de contar con un Plan de Inversiones para un horizonte de diez (10) años, que permita abastecer el mercado eléctrico al mínimo costo, satisfaciendo el conjunto de exigencias previstas para el servicio eléctrico.

El Sistema Eléctrico de Iquitos cuenta con la SET Iquitos que es de propiedad de Electro Oriente S.A. y que fue construida en el año 1984 con la finalidad de elevar el nivel de tensión de 10.5 kV a 60 kV y atender así a la demanda de la zona sur de la ciudad de Iquitos a través de la L.T. 60 kV Iquitos – Santa Rosa y la SET Santa Rosa.

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Actualmente la Subestación cuenta con el funcionamiento de (02) transformadores de potencia de 14 MVA; 10.5/60 kV (ONAN) que operan en paralelo. En el lado de 60 kV, cuenta con una celda de línea de 60 kV y en el lado de 10.5 kV tiene dos celdas de 10.5 kV. La energía es suministrada desde la barra de generación de la C.T. Iquitos, a través de cables subterráneos instalados en ductos.

El alto índice de crecimiento del país de los últimos años, ha originado que la demanda de Energía Eléctrica vaya incrementándose al mismo ritmo que el Perú experimenta el crecimiento de su economía. Si consideramos que este crecimiento continuará en los próximos años, entonces habrá una mayor demanda de energía eléctrica, por lo que es necesario realizar una previsión para satisfacer la demanda a un periodo de 10 años, de lo contrario tendremos un problema de “demanda insatisfecha de energía eléctrica” el cual perjudicara enormemente el crecimiento económico del Perú.

El Sistema Eléctrico de la Región Loreto es Aislado y la Generación Termo-Eléctrica es su principal fuente de generación de Energía Termo-Eléctrica, a excepción de la provincia de Yurimaguas que se encuentra presente en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, SEIN. De lo anterior, existe la necesidad de diseñar proyectos energéticos que prevean asegurar la Demanda de Energía Eléctrica en los próximos 10 años.

Para llevar a cabo estos objetivos, este trabajo está dividido en tres capítulos, además de las conclusiones, recomendaciones y referencias bibliográficas. A continuación, se describe brevemente el contenido de cada uno de ellos.

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El segundo capítulo comprende el marco teórico que es un examen de la teoría y de la investigación en el propio campo de interés; se establece a través de una revisión bibliográfica limitado solo a los temas que tiene una relación directa con el objetivo y la hipótesis de la investigación. El marco teórico coadyuva en la interpretación de los datos obtenidos y fundamenta el resultado; además permite la obtención de datos suficientes y confiables para poder comprobar las hipótesis.

El tercer capítulo se refiere al análisis y discusión de los resultados de o los instrumentos utilizados, comprende también la presentación del modelo teórico.

Así también se tratan las conclusiones y recomendaciones que el investigador pueda realizar a instituciones, dar indicaciones para la aplicación del modelo propuesto, así como guiar nuevas líneas de trabajo.

Finalmente se refiere a las referencias bibliográficas utilizadas por el investigador para documentar su trabajo y dar al lector información necesaria.

La importancia de la ejecución de este Plan Estratégico, es no limitar el crecimiento socio económico de la Región Loreto dentro los próximos 10 años, contribuyendo de esta manera al desarrollo sostenible de esta Región y del Perú, lo cual nos garantizará realizar inversiones en los diversos sectores.

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CAPITULO I

ANÁLISIS DEL OBJETO DE ESTUDIO

1.1. UBICACIÓN

El área donde se desarrolla el presente trabajo de investigación, se encuentra ubicado en el departamento de Loreto.

El departamento de Loreto está situado en la parte nororiental del país. Es el departamento más extenso del país y la segunda mayor entidad sub-nacional de Hispanoamérica luego de Santa Cruz de Bolivia, de acuerdo a su superficie de 369 mil km2 de territorio amazónico, casi exclusivamente llano, donde discurren sinuosamente extensos ríos drenados desde la Cordillera de los Andes que provocan inundaciones estacionales. En ésta región se unen los ríos Marañón y el Ucayali y nace el curso principal del río Amazonas.

El territorio loretano fue poblado inicialmente por sucesivas oleadas de grupos indígenas errantes. Durante la Colonia, pocas misiones tuvieron éxito en formar algunas poblaciones permanentes. A fines del siglo XIX, la explosión de la Fiebre del Caucho produjo súbitas fortunas en manos de los caucheros y la forzada esclavitud de cientos de indígenas; durante este periodo se exploró los ríos de la selva y se consolidó la ciudad de Iquitos, capital departamental desde la escisión de San Martín en 1897.

Loreto es también el departamento más diverso en etnias y lenguas indígenas; aun empleadas lenguas aisladas (urarina, taushiro y ticuna) y alberga cinco familias de lenguas endémicas (las familias cahuapana, huitoto, peba-yagua, tucano yzáparo). Muchas otras variedades lingüísticas han desaparecido recientemente, como el muniche.

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La corona española no logró imponer su dominio en la región como lo hizo en los Andes. El territorio era parte del Virreinato del Perú: Pertenecía de iure a la Real Audiencia de Quito desde 1563 y en esa calidad pasó a ser parte del Virreinato de Nueva Granada. Durante todo este periodo, sin embargo, el territorio no logró imponerse de facto desde Quito sino que incluso los misioneros dominicos y franciscanos partían a evangelizar a las diversas etnias desde la ciudad de Moyobamba, que pertenecía a la Real Audiencia de Lima, esta presencia eclesial fue además la única presencia significativa en el llano amazónico de los españoles entonces y aún hasta fundada el Estado republicano.

En 1802, se formó la Comandancia General de Maynas y Quixos, separándola de la audiencia quiteña y aunándola nuevamente al Virreinato del Perú.

Durante la Colonia, la capital de este vasto territorio fue Moyobamba, actual capital del departamento de San Martín.

El 21 de noviembre de 1832, el territorio conformado por las provincias de Pataz, Chachapoyas y Maynas fueron escindidas del Departamento de La Libertad para conformar un flamante Departamento de Amazonas, cuya sede de prefectura se estableció en la ciudad de Chachapoyas. El 10 de marzo de 1853 el presidente Ramón Castilla escindió la Provincia de Maynas de la jurisdicción de la prefectura de Amazonas, erigiéndola como Gobierno Político y Militar, posteriormente recategorizada como Provincia Fluvial de Loreto (15 de abril) y Departamento Marítimo y Militar (1861). El 7 de setiembre de 1866 fue creado el Departamento de Loreto con capital en Moyobamba.

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El 9 de noviembre de 1897 se escindió de su territorio un nuevo Departamento de San Martín por lo que la sede fue trasladada a Iquitos esa misma fecha.

Durante los años comprendidos entre 1920 y 1938, el padre agustino y filólogo indigenista Lucas Espinosa, se encargó de la investigación comparativa del Kokama, Kokamilla y Omagua.

Mientras observaba y tomaba datos filológicos y tecnológicos directamente entre los indígenas de esta zona tanto de la Amazonía peruana como colombiana, se documentaba en otras obras sobre esta materia siendo orientado en su arduo trabajo por los padres Agustín J. Barreiro y Pedro M. Vélez.

Tomó parte en una expedición oficial en el Amazonas con el capitán Francisco Iglesias Brage, cuyo patronato costeó los gastos para la publicación de su libro "Los Tupí del Oriente peruano, estudio lingüístico y etnográfico", impreso en Madrid el año 1935.

Hoy día, las reservas de petróleo dan a Loreto perspectivas favorables para su desarrollo, así como el desarrollo intensivo del turismo ecológico y de aventuras.

Loreto se encuentra ubicado en la zona nororiental de Perú. Comprende una vasta zona de la llanura amazónica, surcada por numerosos ríos de gran caudal. Su territorio ocupa una superficie de 368.851 km².

Loreto Limita al noroeste, con la provincia de Sucumbíos (Ecuador), al norte con los departamentos de Putumayo y Amazonas (Colombia). Y con el estado de Amazonas (Brasil) al sureste, con el departamento del Ucayali al sur y con los departamentos de Amazonas y San Martín al oeste.

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Según el censo realizado en el año 2007, el departamento de Loreto tiene una población de 891,732 habitantes, de los cuales 441,162 son hombres y 418,798 son mujeres.

Su clima es tropical, cálido húmedo y lluvioso. Las temperaturas son constantemente altas y las medias anuales son superiores a 25°C La temperatura media anual máxima es de 31 C° (88°F) y la media anual mínima de 21° C (70°F) Las épocas de vaciante (julio-noviembre) y de creciente (diciembre-julio) presentan particulares diferencias en flora, fauna y clima.

Las precipitaciones anuales son superiores a 1000 milímetros, pero sin sobrepasar los 5000 milímetros.

Loreto cuenta con una fauna variada y se encuentran especies como Lagarto, otorongo, boa, anaconda (Eunectesmurinus), sajino, sachavaca, venado, ronsoco, mono, perezoso, tortuga, loros, delfín rosado (Iniageoffrensis), etc. Entre las especies amenazadas en peligro de extinción están el jaguar, el lagarto negro, el manatí, diversas tortugas de río, la nutria de río, el guacamayo rojo, el delfín rosado y el paiche. Estas especies habitan en la reserva nacional Pacaya-Samiria.

La flora de Loreto, alberga especies como Victoria regia, orquídea, bromelia, aguaje, palmera, caoba, tornillo (planta), shiringa, cedro, arbustos y muchas más.

El departamento de Loreto se divide en 7 provincias: Maynas con su capital Iquitos, Alto Amazonas con su capital Yurimaguas, Datem del Marañón con su capital San Lorenzo, Loreto con su capital Nauta, Mariscal Ramón Castilla con su capital Caballococha, Requena con su capital Requena y Ucayali con su capital Contamana.

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En Loreto se extrae más del 60% de la producción de petróleo del Perú. Además, tiene aserraderos, fábricas de laminado de maderas, papel y productos derivados (como jebe y aceites). Por otra parte, los recursos más notables de la región son arroz, yuca, madera, frutales, caucho, palmito y ganado cebú. En la zona baja se encuentran caña brava, sauce, palmera, palo de balsa, y palo rosa; en la zona media oro, cuarzo, sal, carbón de piedra, caoba, cedro, castaña, cascarilla, caucho, canela, gutapercha, palo santo, etc.; en la zona alta, cedro, roble, alcanfor, nogal marfil vegetal y matapalo. En sus ríos abundan peces como el paiche, la gamitana y el boquichico.

Como medio de transporte cuenta:

• Puertosfluviales.-Iquitos, Yurimaguas y Saramiriza.

• Aeropuertos.- Internacional de Iquitos y locales de Yurimaguas, Andoas, Caballococha, Güepí, Iberia, Requena, Contamana e Intuto.

La red vial tiene una extensión de 389.98 km. De las cuales 105.40 km., están asfaltados, 131.75 km. afirmados, 120.83 km., trocha carrozable y 41 km., trocha Peatonal.

Las vías de acceso para llegar para llegar al área en estudio desde la ciudad de Lima (referencia) se cuenta con dos medios principales de transporte como la vía aérea y vía fluvial. A continuación describimos tres maneras de acceder a la zona de estudio:

• Vía aérea desde la ciudad de Lima a la ciudad de Iquitos en 1:30 horas, una vez en la ciudad de Iquitos, se puede acceder a las otras provincias que comprende el departamento de Loreto.

• Vía aérea desde la ciudad de Lima a la ciudad de Pucallpa en 1:00 hora, y desde la ciudad de Pucallpa vía fluvial por los ríos Ucayali y Amazonas, hasta llegar a la ciudad de Iquitos, desde la ciudad de Iquitos, se puede acceder a las otras provincias que comprende el departamento de Loreto.

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1.2. CÓMO SURGE EL PROBLEMA.

La Región Loreto, viene teniendo un alto crecimiento en el sector Comercial, observándose inversiones en este sector, entre los cuales se tiene la apertura de centros comerciales en la provincia de Maynas. También se tiene crecimiento en el sector Construcción, como la construcción de complejos habitacionales, edificios multifamiliares etc. El crecimiento del sector agro industrial no ha quedado rezagado, debido a la gran demanda de los productos de exportación.

Todo lo mencionado está originando un crecimiento de Demanda de Energía Eléctrica, por este motivo para satisfacer esta Demanda en el futuro es necesario tener un Plan Estratégico, mediante el cual nos permita conocer cuál sería y como satisfacer la demanda en los próximos 10 años.

1.3. CÓMO SE MANIFIESTA Y QUÉ CARACTERÍSTICAS TIENE

0 10 20 30 40 50 60 70

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

POTENCIA EFECTIVA (MW) DEMANDA DE POTENCIA (MW)

MW

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demanda de potencia, ha contratado grupos rápidos pertenecientes a las empresas FERRENERGY y ORVISA, así también se encuentra no indisponibles el grupo electrógeno CATMAK 5 y CATMAK 1, ambos de 7MW cada uno.

Para el 2014 se tuvo previsto la puesta en operación de la central térmica de 20 MW, pero también serán dados de baja grupos electrógenos pertenecientes a la central térmica existente de Iquitos. Por lo cual es necesario llevar a cabo un plan estratégico para satisfacer la máxima demanda de energía eléctrica del departamento de Loreto en los próximos 10 años.

ORGANIZACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE TRANSMISIÓN DE

ELECTRO ORIENTE S.A.

1.3.1. Organización Comercial

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Cuadro 3.1 Sistemas Eléctricos de Distribución de ELECTRO ORIENTE S.A. de Ponaza y Vista Alegre) están incluidas en el sistema Bellavista.

En la Figura 3.1 se aprecia la zona de concesión de ELECTRO ORIENTE S.A. El área de influencia de la empresa es de 420 105 km2 (33% del territorio nacional) solo en Loreto y San Martín. En los departamentos de Amazonas y Cajamarca existe un convenio de Asociación en Consorcio con ADINELSA.

Código Descripción

SE0017 CABALLOCOCHA 2 SIA Sistema incluido en el SICOM

SR0018 S.E.R. CABALLOCOCHA RURAL SER SIA Sistema incluido en el SICOM

SE0018 CONTAMANA 2 SIA Sistema incluido en el SICOM

SE0019 IQUITOS 2 SIA Sistema incluido en el SICOM

SE0234 IQUITOS RURAL 3 SIA Sistema incluido en el SICOM

SR0103 S.E.R. IQUITOS ZONA SUR SER SIA Demanda incluida en el sistema Iquitos Rural

SR0104 S.E.R. IQUITOS BELÉN SER SIA Demanda incluida en el sistema Iquitos Rural

SE0020 NAUTA 2 SIA Sistema incluido en el SICOM

SE0021 REQUENA 2 SIA Sistema incluido en el SICOM

SE0172 TAMSHIYACU 4 SIA Sistema incluido en el SICOM

SE0023 YURIMAGUAS 3 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SE0235 RIOJA ORIENTE 4 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SE1233 BELLAVISTA 4 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SE1236 TARAPOTO 2 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SE2233 GERA 4 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SE2236 MOYOBAMBA 2 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SE3233 TARAPOTO RURAL 4 SEIN Sistema incluido en el SICOM

SR0019 S.E.R. PONAZA - ALFONSO UGARTE SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0020 S.E.R. PONAZA - AYPENA SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0021 S.E.R. PONAZA - BARRANQUITA SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0022 S.E.R. PONAZA - SHAMBUYACU - 1RA ETAPA SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0023 S.E.R. PONAZA - CEDRO PAMPA SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0024 S.E.R. PONAZA - HUAÑIPO SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0025 S.E.R. PONAZA - LEONCIO PRADO SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0026 S.E.R. PONAZA - PAUCAR SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0027 S.E.R. PONAZA - SAN ANTONIO SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0028 S.E.R. PONAZA - SIMON BOLIVAR SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0029 S.E.R. PONAZA - SHAMBUYACU - 2DA ETAPA SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0030 S.E.R. PONAZA - TINGO DE PONAZA SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

SR0031 S.E.R. PONAZA - VISTA ALEGRE SER SEIN Demanda incluida en el sistema Bellavista

Fuente: SICOM 2011 (Octubre), consulta a site web del OSINERGMIN-GART Abreviaturas:

SIA: Sistema Aislado SER: Sistema Eléctrico Rural

SICOM: Sistema de Información Comercial de las Empresas de Electricidad (OSINERGMIN-GART)

Sector Típico

Intercone-xión Observaciones

(33)

Figura 3.1 Zona de concesión ELECTRO ORIENTE S.A.

Fuente: ELECTRO ORIENTE S.A. 2017

1.3.2. Organización De Los Sistemas De Transmisión

1.3.2.1. Clasificación por Sistemas Eléctricos de Transmisión

(34)

Cuadro 3.2 Sistemas Eléctricos de Transmisión del estudio.

Los sistemas eléctricos Iquitos, Caballococha, Contamana, Nauta, Requena y Tamshiyacu se encuentran aislados y no poseen un Sistema de Transmisión asociado, pero se ha procedido a incorporarlos como Sistemas Eléctricos de Transmisión separados para estudiar su posible interconexión al SEIN.

Los Sistemas Eléctricos de Transmisión que forman parte del estudio son los que se indican a continuación.

a. Sistema Eléctrico San Martín-Yurimaguas

Este sistema eléctrico se conecta al SEIN y comprende los sistemas eléctricos de distribución de ELECTRO ORIENTE S.A.: SE0023-Yurimaguas, SE0235-Rioja Oriente, SE1233-Bellavista, SE1236-Tarapoto, SE2233-Gera, SE2236-Moyobamba, SE3233-Tarapoto Rural, SR0019 a SR0031 SER Ponaza (13 sistemas rurales).

Adicionalmente se tienen los sistemas eléctricos de distribución de ELECTRO TOCACHE: SE0153-Tocache y SR0042-Tocache Rural, el sistema eléctrico de distribución de SERSA: SE0156-Rioja, y el sistema eléctrico de ENERSUR:

SE0153-Código Descripción

SE0017 CABALLOCOCHA 2 SIA ELECTRO ORIENTE

SR0018 S.E.R. CABALLOCOCHA RURAL SER SIA ELECTRO ORIENTE

Contamana SE0018 CONTAMANA 2 SIA ELECTRO ORIENTE

SE0019 IQUITOS 2 SIA ELECTRO ORIENTE

SE0234 IQUITOS RURAL1 ₃ _SIA _{ELECTRO ORIENTE}

Nauta SE0020 NAUTA 2 SIA ELECTRO ORIENTE

1: Incluye las demandas de los SER Iquitos Zona Sur y SER Iquitos Belén. 2: Incluye las demandas de los trece (13) sistemas rurales Ponaza.

(35)

 SET Tocache

Este sistema eléctrico comprende a las siguientes centrales:

 Central Térmica Moyobamba

 Central Hidroeléctrica Gera I y Gera II

 Central Térmica Tarapoto

 Central Térmica Yurimaguas

 Central Térmica Bellavista

 Central Térmica Juanjuí

A este sistema eléctrico se conectará la Central Hidroeléctrica Caclic a través de la línea 220 kV Caclic-Moyobamba. También se conectará la SET Cementos Selva a la SET Nueva Cajamarca.

b. Sistema Eléctrico Iquitos

Este sistema eléctrico aislado comprende los sistemas eléctricos de distribución de ELECTRO ORIENTE S.A.: SE0019-Iquitos, SE0234-Iquitos Rural, SR0103-SER Iquitos Zona Sur y SR0104-Iquitos Belén.

Este sistema eléctrico comprende a la SET Centro de Repartición Santa Rosa y la SET Central Térmica Iquitos.

c. Sistema Eléctrico Caballococha

Este sistema eléctrico aislado comprende los sistemas eléctricos de distribución de ELECTRO ORIENTE S.A.: SE0017-Caballococha y SR0018-SER Caballococha Rural. Este sistema eléctrico incluye la Central Térmica Caballococha.

d. Sistema Eléctrico Contamana

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e. Sistema Eléctrico Nauta

Este sistema eléctrico aislado comprende el sistema eléctrico de distribución de ELECTRO ORIENTE S.A.: SE0020-Nauta y la Central Térmica Nauta.

f. Sistema Eléctrico Requena

Este sistema eléctrico aislado comprende el sistema eléctrico de distribución de ELECTRO ORIENTE S.A.: SE0021-Requena y la Central Térmica Requena.

g. Sistema Eléctrico Tamshiyacu

Este sistema eléctrico aislado comprende el sistema eléctrico de distribución de ELECTRO ORIENTE S.A.: SE0172-Tamshiyacu y la Central Térmica Tamshiyacu.

1.3.2.2. Clasificación por Áreas de Demanda

De acuerdo con las Áreas de Demanda definidas por el OSINERGMIN, solo el sistema eléctrico San Martín-Yurimaguas se ubica en el Área de Demanda 4. Se espera que los demás sistemas aislados se interconecten a través de este sistema y pertenezcan en el futuro al Área de Demanda

1.3.2.3. Comentarios para el análisis de demanda

 En la proyección de demanda global no se incluyen los sistemas eléctricos de distribución de las empresas ELECTRO TOCACHE, SERSA y ENERSUR, debido que no se cuenta con información histórica suficiente para realizar este análisis. No obstante estos sistemas eléctricos serán incluidos como demandas adicionales y sus proyecciones serán obtenidas de los estudios de las mismas empresas.

 Deben ser incorporados los nuevos clientes libres potenciales de ELECTRO ORIENTE y de las otras empresas que puedan afectar el comportamiento eléctrico de los sistemas eléctricos de transmisión.

(37)

1.4. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA METODOLOGÍA

A. ESTUDIO DEL MERCADO ELÉCTRICO

La metodología empleada, para desarrollar el estudio de mercado eléctrico y de esta manera satisfacer la máxima demanda de energía eléctrica en la región Loreto en los próximos 10 años, es la siguiente:

1.4.1. Método Econométrico

1.4.1.1. Aspectos Generales del Método

El método econométrico busca establecer un conjunto de premisas, que sean lo suficientemente específicas y realistas, para obtener el mejor aprovechamiento posible de la información histórica disponible sobre el comportamiento de una variable económica, con el fin de explicar y predecir su comportamiento. En este sentido, este método es esencialmente una conjunción de la teoría económica con mediciones de variables reales, empleando para ello la teoría y técnicas de inferencia estadística. La aplicación de un modelo econométrico tradicional considera los siguientes lineamientos generales de trabajo:

 Establecer los criterios teóricos o hipótesis de trabajo

 Definir los aspectos matemáticos para el modelamiento de la teoría

 Definir el modelo econométrico a utilizar

 Obtener los datos de trabajo para el modelo

 Estimar los parámetros del modelo econométrico

 Realizar el análisis de la validez del modelo

 Utilizar el modelo para efectuar los cálculos de proyección o predicción

El modelo econométrico es básicamente un conjunto de ecuaciones matemáticas. En este sentido, el modelo intenta expresar la relación matemática entre la variable explicada por el modelo y las variables que podrían explicar su comportamiento.

Si el modelo tiene una sola ecuación se le denomina como un “modelo de ecuación simple”; mientras que si el modelo considera más de una ecuación, se le conoce como un “modelo de múltiple ecuación”.

Un modelo de múltiples variables podría tomar la forma:

u X X

Y =



₁+



₂ ₁ +...+



_n _n₋₁+

(38)

cual se desea predecir su comportamiento; y las que se ubican en el lado derecho de la ecuación (X1, … Xi, …. Xn-1), son conocidas como variables “explicativas” o

“independientes”, ya que son las que se considera que influyen en el comportamiento de la variable dependiente.

Los términos  son los parámetros del modelo que se obtienen a partir de información histórica y el término “u” representa el error estocástico (término de

perturbación) que es propio del modelo. Este error es usualmente explicado como el resultado de la no inclusión de todos aquellos factores que afectan el comportamiento de la variable dependiente; pero que no han sido incluidos en el modelo.

Sobre la base de lo indicado previamente la secuencia de acciones a realizar, para la aplicación del método econométrico, puede ser apreciada en el diagrama de la Figura 3.1.

Figura 3.1 Método Econométrico para la proyección de las Ventas de Energía

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1.4.1.2. Aplicación del Método a la Proyección de las Ventas de Energía

a. Variable dependiente o endógena

Dentro del modelo econométrico las ventas de energía en Media y Baja Tensión, tanto del mercado libre como del mercado regulado, representan la variable endógena o dependiente, de la cual se quiere proyectar su comportamiento.

b. Variables Explicativas

Para la aplicación del método econométrico en la proyección de las ventas de energía se ha considerado utilizar las siguientes variables explicativas:

 Producto Bruto Interno (PBI).- Se empelará el PBI regional de la zona de influencia de ELECTRO ORIENTE S.A., que abarca los departamentos de San Martín y Loreto.

 Población.- Se tomara en cuenta la población regional de los departamentos de San Martín y Loreto.

 Número de clientes.- Se tomará en cuenta el número de clientes de ELECTRO ORIENTE S.A.

 Precio de la energía.- Se utilizará el precio medio de la energía anual.

c. Modelo General

El modelo matemático general de base, a utilizar para la proyección de las ventas de energía, tiene la forma que se indica a continuación:

i

1,…4 : Parámetros del modelo, que serán estimados a partir de información histórica

disponible para las variables explicativas.

X1i,… X3i : Representa a las variables explicativas del modelo, que son las que se

indicaron anteriormente.