Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en ...planeamiento de expansión de la red de transmisión. A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

�� AV. CANADA N°°°° 1460 - SAN BORJA �� 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0275-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 2 Regulación para el período 2013-2017

(Publicación)

Lima, julio 2012

OSINERGMIN Informe N° 0275-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 para el Área de Demanda 2 (Publicación) Página 1 de 73

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 21, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la prepublicación por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017 (en adelante “PREPUBLICACIÓN”); la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Para la elaboración de este informe OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos que para el Área de Demanda 2 sólo presentó Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”) en las etapas anteriores y, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto también sólo ha presentado ENSA y cuyo análisis se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los titulares de transmisión, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada,

1 Área de Demanda 2: Abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de Cajamarca y Amazonas, donde existen instalaciones de transmisión de Electronorte S.A., Adinelsa, Coelvisac, PEOT y Red de Energía del Perú S.A.

Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y que han sido modificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.



OSINERGMIN ha procedido a revisar y aprobar el Plan de Inversiones, considerando lo establecido en el marco regulatorio vigente.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por ENSA:

♦ Se ha incluido sólo las nuevas demandas que cuentan con el sustento correspondiente.

♦ Se ha considerado la nueva demanda prevista en el Plan de Electrificación Rural, aprobado por el Ministerio de Energía y Minas.

♦ Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión, se ha efectuado la proyección espacial de la demanda de potencia a nivel de cada barra de subestación.

♦ Para el análisis se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encargadas a la empresa REP. Sin embargo, éstas no son asignadas como responsabilidad de implementación a los actuales Titulares del Área de Demanda 2.

♦ Se han incluido los elementos del SST que pasarán a reserva o se darán de Baja, en el horizonte del Plan de Inversiones 2013-2017.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios: se verifica que es conveniente reforzar el sistema eléctrico 60 kV Chiclayo-Illimo-La Viña-Motupe-Omos y asignar a ENSA la responsabilidad de implementar un transformador 220/60/22,9 kV en la futura subestación 220 kV Chiclayo Sur.

En resumen, el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 2, para el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:

Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 2 para el periodo mayo 2013-abril 2017

Proponentes/titulares Inversión Longitud

Potencia de Transformación Cantidad

(US$) (km) (MVA) de Elementos

ENSA 12 590 928 100,6 65 44

MAT

Celdas 975 900 - - 3

Transformación 3 173 076 - 50 2

AT

Celdas 2 885 195 - - 16

Líneas 3 615 129 100,6 - 4

Transformación 622 251 - 15 1

MT

Celdas 971 834 - - 15

Comp. Capacitiva 347 544 - - 3

Total Área de Demanda 2 12 590 928 100,6 65 44

Asimismo las inversiones que, sin estar en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, los TITULARES han reportado como ejecutadas o previstas poner en



servicio antes de mayo 2013 en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2 y que OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE3, son las que se resumen en el siguiente cuadro:

Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013




ENSA 2 449 550 - 34,0 12

AT Celdas 335 534 - - 2

Transformación 1 730 435 - 34,0 2

MT Celdas 383 581 - - 8

Total Área de Demanda 2 2 449 550 - 34,0 12

Los valores mostrados en los cuadros anteriores se han determinado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente y serán posteriormente actualizados de acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

2 Única.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT.

3 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de

electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o en las condiciones técnicas o constructivas o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.

OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.

Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 5

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................6

1.2 PROCESO DE APROBACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES..............................................8

2. UBICACIÓN ............................................................................................................... 12

3. PROPUESTA INICIAL ............................................................................................... 15

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 15

3.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ......................................................................... 17

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 19

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 21

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 21

5.2 PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ......................................................................... 22

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 24

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 25

6.1.1 Datos Históricos e Información Base ....................................................... 25 6.1.1.1 Ventas de energía .................................................................................. 25 6.1.1.2 Variables explicativas ............................................................................. 25

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores ................................................... 26

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores...................................................... 26

6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque .................................................................. 27

6.1.5 Proyección global ..................................................................................... 27

6.2 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 28

6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual ............................................................ 29

6.2.2 Análisis de Alternativas ............................................................................ 29 6.2.2.1 Sistema Eléctrico Chiclayo – Motupe – Olmos ...................................... 30 6.2.2.1 Sistema Chiclayo Sur ............................................................................. 32

6.2.3 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 34 6.2.3.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-

2013 vigente ........................................................................................... 34 6.2.3.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente ............... 37

6.2.4 Plan de Inversiones 2013-2017 ................................................................ 37 6.2.4.1 Programación de Bajas .......................................................................... 38

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 39

8. ANEXOS .................................................................................................................... 40

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ........... 41

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares ...... 62

Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según análisis de OSINERGMIN .. 64

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 ..................................... 66

Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (Incluye programación de Bajas) ........................................................................... 68

Anexo F Cuadros Comparativos ............................................................................ 71

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 73



1. Introducción

El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN, como sustento para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 2, correspondiente al período mayo 2013 - abril 2017, el cual incluye además las Bajas que se identifican como resultado del planeamiento de expansión de la red de transmisión.

ENSA, Red de Energía del Perú S.A., Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A., Consorcio Eléctrico Villacurí S.A.C. y Dirección Ejecutiva de Proyectos Olmos Tinajones (en adelante y en conjunto “TITULARES”) son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 2 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda, de las cuales sólo ENSA presentó su propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 2.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; audiencia pública para que los agentes expongan sus propuestas de Plan de Inversiones 2013-2017; observaciones de OSINERGMIN a los estudios que sustentan tales propuestas; la respuesta a las mismas; la PREPUBLICACIÓN por parte de OSINERGMIN del proyecto de Plan de Inversiones 2013-2017; la audiencia pública en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Con relación al Área de Demanda 2, sólo ENSA ha presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, mediante carta GR-1054-2012 de fecha 11 de mayo de 2012, cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico-económicos presentados por los TITULARES como sustento de sus propuestas de inversión en transmisión para el período 2013-2017; las respuestas e información complementaria que presentaron los



TITULARES para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN a dichos estudios; el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN; así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE4.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE6, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

El numeral 20.27 de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)8 del numeral 27.2 del Artículo 27° de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

4 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...)

Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

5 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:

(...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)

6 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...)

7 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

8 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente:

(…) b) (…). Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de

Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión. (…)



En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones9.

Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD (modificada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD), se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), dentro de la cual está comprendido el proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD y modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD.

• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

9 Artículo 139º.-

(…) Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente:

a) Criterios Aplicables

(…) V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas

que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente.

La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio.

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

(…) VI) En cada proceso regulatorio se deberá prever las siguientes etapas:

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

(…)



• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante las Resoluciones OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD y 050-2012-OS/CD.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

1.2 Proceso de aprobación del Plan de Inversiones

El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado (TUO) aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD ha sido modificado con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD, donde en su Anexo B1 se señala específicamente las etapas a seguirse para la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (en adelante “PROCEDIMIENTO”).

OSINERGMIN, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión.

Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas, se viene publicando en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

Inicio del Proceso

A sugerencia de algunas empresas concesionarias, mediante la Única Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD se dispuso excepcionalmente que los Estudios Técnico Económicos que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión, sean presentados a más tardar el 01 de setiembre de 2011.

Así, el 01 de setiembre de 2011 se inició el presente proceso con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos que sustentan las Propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al período 2013-2017”, preparados por los Titulares de las instalaciones de transmisión y presentados a OSINERGMIN para su evaluación.



Primera Audiencia Pública

La primera Audiencia Pública se desarrolló entre los días 22 y 23 de setiembre de 2011, cuyo objetivo fue que los Titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico económico de sus propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión.

Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el correspondiente expositor.

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por OSINERGMIN.

Observaciones al Estudio

El 28 de noviembre de 2011, OSINERGMIN notificó a los Titulares correspondientes las observaciones a los estudios presentados por éstos como sustento de sus propuestas de Plan de Inversiones en Transmisión.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma establecido, hasta el 26 de enero de 2012 los respectivos Titulares presentaron las respuestas y/o subsanación a las observaciones realizadas por OSINERGMIN a sus estudios, El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolló detalladamente en el Anexo A de los informes que sustentaron la decisión de prepublicar el Plan de Inversiones 2013-2017.

Publicación del Proyecto de Resolución

El 11 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017; convocó a una segunda Audiencia Pública para el 25 de abril de 2012 y; fijó como plazo hasta el 11 de mayo 2012 para que los interesados puedan presentar sus opiniones y sugerencias.

Segunda Audiencia Pública

La segunda Audiencia Pública se desarrolló el 25 de abril de 2012, en la que OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para la publicación del proyecto de Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017.

Algunos de los asistentes a esta Audiencia Pública expresaron sus opiniones y preguntas, las mismas que fueron respondidas por el expositor.

Dichas opiniones y preguntas así como el acta de la Audiencia Pública, que se encuentran publicadas en la página Web de OSINERGMIN, en lo pertinente, son consideradas en el presente proceso regulatorio.



Opiniones y sugerencias

Hasta el 11 de mayo de 2012, los interesados presentaron a OSINERGMIN sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizadas con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe el Plan de Inversiones 2013-2017. Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.

Publicación del Plan de Inversiones 2013-2017

Según el PROCEDIMIENTO, luego de realizar el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, materia del presente informe, corresponde que OSINERGMIN a más tardar el 23 de julio de 2012, publique la resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013-2017.

Con posterioridad a la decisión de OSINERGMIN, en el PROCEDIMIENTO también se ha previsto la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la siguiente Figura 1.1 se muestra el cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos:



Figura 1.1 Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión (Período 2013-2017)

01-Sep 08-Sep 22-Sep 28-Nov 26-Ene 02-Feb 11-Abr 25-Abr 11-May 23-Jul 14-Ago 21-Ago 28-Ago 13-Sep 27-Sep 02-Oct

NOTA: Cronograma actualizado, considerando los días declarados no laborables mediante el Decreto Supremo N° 099-2011-PCM, publicado el 29/12/2011.

11-Abr-1222-Sep-11

Publicación del Proyecto de Resolución que aprueba los Planes de Inversión, la Relación de

Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública

Presentación de los Estudios Técnico

Económicos del Plan de Inversiones en

Transmisión.

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública

Respuestas a las observaciones

Observaciones a los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST y SCT

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la

Prepublicación

Publicación de las Resoluciones que aprueban el Plan de Inversiones

Publicación de los recursos de reconsideración

convocatoria a Audiencia Pública

Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración.

Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT.

10d 45d 40d 5d 8d 10d 50d 15d 5d

Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a

las observaciones

45d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso).

1

4

6

8

10

12

3

5

7

9

11

13

10d 10d 3d

Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración.

16

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración.

14

Resolución de Recursos de Reconsideración.

15

25-Abr-12 23-Jul-12 28-Ago-12

10d

2

OSINERGMIN-GART Informe N° 0275-2012-GART


2. Ubicación

El Área de Demanda 2 abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de Cajamarca y Amazonas, los cuales se ubican en la región Norte del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”), Consorcio Eléctrico Villacurí S.A.C. (en adelante “COELVISAC”) y Dirección Ejecutiva de Proyectos Olmos-Tinajones (en adelante “DEPOLTI”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Según la información proporcionada por ENSA, actualmente el Área de Demanda 2 está conformada por los sistemas eléctricos:

• Chiclayo. • Chiclayo Baja Densidad.

• Olmos – Motupe – Illimo – Lambayeque. • Salas. • Chongoyape – Chota.

• Cutervo – Jaén – Bagua.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 2.



Gráfico N° 2.1

Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 2.



Gráfico N° 2.2



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta GG-370-2011, el 01 de setiembre de 2011 ENSA presentó el Estudio Técnico-Económico que sustenta su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013-2019, en el Área de Demanda 2.

La empresa REP mediante carta CS-117-110311142, recibida el 01 de setiembre de 2011, señaló que según su Contrato de Concesión no corresponde que presente una propuesta de Plan de Inversiones para éste proceso e informa resumidamente sobre las ampliaciones en la red de transmisión que se han establecido vía Adendas al referido Contrato de Concesión; mientras que los demás TITULARES de esta Área de Demanda no se han pronunciado al respecto.

Se ha considerado como parte de la propuesta inicial, la información complementaria que presentó ENSA el 29 de setiembre de 2011, mediante carta GCT-112-2011, a requerimiento del OSINERGMIN (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

3.1 Proyección de la Demanda

En la PROPUESTA INICIAL se señala que la proyección de la demanda eléctrica se ha realizado de manera espacial, es decir considerando como característica principal para la predicción de la demanda la localización (dónde), además de la magnitud (cuánto) y la oportunidad (cuándo).

Para el efecto se indica haber partido del planeamiento de alimentadores MT, por ser más sensible al detalle sobre el “donde” se ubica la carga, que el planeamiento de SET’s de potencia AT/MT; pues un alimentador MT sirve un área más pequeña (15 Km2), requiriendo una resolución espacial para el análisis de cuadrículas de 1,15 Km2 aproximadamente, respecto a una SET de potencia que sirve un área más grande (60 Km2) y que requiere de una resolución de 10 Km2 por cuadrícula.

En ese sentido, se explica en la PROPUESTA INICIAL que para obtener el pronóstico espacial de la demanda, se define la tasa de crecimiento



correspondiente hasta el nivel que la información lo permita (áreas de 500x500 metros, según indica ENSA), partiendo de la tendencia histórica de la carga en dicho nivel y/o por tipo de carga y en concordancia con la proyección global definida, para finalmente ajustar y tabular la proyección de la demanda por SED, alimentador y barras de la correspondiente SET. Así, a partir de las tasas de crecimiento definidas por zona típica a las cargas distribuidas y los mapas de carga actual, se elaboran los mapas de carga futuros.

En cuanto a la proyección de la demanda eléctrica de los Usuarios Menores, ésta se ha realizado como la evolución de las ventas de energía, desglosada por sistema eléctrico y por nivel de tensión (BT y MT), aplicando tanto el método econométrico como el tendencial, para luego realizar el ajuste final según pruebas estadísticas de resultados y apreciaciones cualitativas de los analistas.

Luego, dicha proyección se ha corregido considerando las cargas puntuales o concentradas, especialmente de los llamados Usuarios Mayores tanto existentes como nuevos, teniendo presente sus planes de incremento de carga futuros y/o la oportunidad de su interconexión, habiendo recombinado anualmente las proyecciones de los componentes o tipos de carga, para obtener el pronóstico de la demanda global de la zona de estudio.

La proyección global de la demanda de energía eléctrica, presentada en la PROPUESTA INICIAL, se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2

Proyección de la Demanda (GWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 - - 696,46 696,46

2011 - - 726,29 726,29

2012 - - 757,62 757,62

2013 - - 829,20 829,20

2014 - - 863,78 863,78

2015 - - 900,10 900,10

2016 - - 938,26 938,26

2017 - - 978,36 978,36

2018 - - 1 059,14 1 059,14

2019 - - 1 103,38 1 103,38

2020 - - 1 149,86 1 149,86 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados. (2) No se considera el análisis hasta el año 2022. (3) PEOT, ADINELSA y REP no presentaron propuesta. (4) La TC promedio en el período 2011-2020, resulta 5,14%

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ENSA señala que con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía a nivel de barras y los registros de demanda de potencia de las mismas en el año 2010, realiza la proyección de la Máxima Demanda de potencia de cada sistema eléctrico hasta el nivel de subestaciones de distribución.



3.2 Plan de Inversiones 2013-2017

ENSA ha considerado en su PROPUESTA INICIAL la reprogramación de determinados proyectos que forman parte del Plan de Inversiones vigente (julio 2006 - abril 2013) y que aún no han sido implementados; reformulándolos en algunos casos, como por ejemplo: la SET Pampa Pañala a cambio de la SET Pampa de Olmos.

Asimismo, ha propuesto que determinadas instalaciones sean ejecutadas por otras empresas de transmisión, como REP y ADINELSA.

También ha incluido proyectos que prevé ponerlos en servicio antes de abril 2013, algunos de los cuales no están considerados en el Plan de Inversiones vigente.

Como inversiones nuevas, ENSA propone la implementación de las nuevas SET´s: Chiclayo Sur 60/23/10 kV, Lambayeque Sur 60/10 kV, Pampa Pañala 220/60/23 kV, 57,5 Km de líneas en 60 kV y 45 Km de líneas en 220 kV, adicionales a las que ya están aprobadas en el Plan de Inversiones vigente y cuya implementación ha sido reprogramada. Por otro lado, propone también el incremento de la capacidad de transformación en las SET’s existentes: Pomalca, Tumán, Carhuaquero, Jaén y Nueva Jaén.

Como resultado de su análisis, señala también las necesidades de inversión en transmisión que deben ejecutarse en el período 2018-2022.

Así, los montos de inversión en instalaciones que formarían parte del SCT, en el período setiembre 2011 – abril 2017, propuestos por ENSA, son los que se resumen en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2

PLAN DE INVERSIONES SCT

Proponentes/titulares Inversión

(US$) Longitud

(km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad de

Elementos


ENSA 24 328 798 142,8 320 61

AT Celda 2 628 086

15

Línea 4 219 367 97,8

6

Transformador 7 508 221

230 7

MAT

Celda 2 278 240

7

Línea 2 852 892 45,0

1


90 2

MT

Celda 701 017

18

Compensador 255 160

5

REP 3 802 829

120 3

AT

Celda 178 983

1



Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

MAT

Celda 381 332

1


120 1

ADINELSA 2 849 667

50 4

MAT

Celda 615 580

2


50 1



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través del Oficio N° 0774-2011-GART, el 28 de noviembre de 2011 OSINERGMIN remitió a ENSA las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por ésta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

Las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan las propuestas del Plan de Inversiones 2013-2017, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “g” del Anexo B1 del PROCEDIMIENTO.

Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Se indicó también que la absolución de las observaciones debe presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1°) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2°) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados.

Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para la no aprobación de la Propuesta.



Asimismo, se precisó que en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, las valorizaciones de inversión y COyM sólo se realizan para efectos de determinar la alternativa de mínimo costo y no constituyen la valorización para la fijación del Costo Medio Anual correspondiente, ya que esto corresponde al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT previsto iniciarse a continuación de la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por OSINERGMIN a la PROPUESTA INICIAL de ENSA, son las siguientes:

- Proyección de la demanda de energía eléctrica sin adecuado sustento, al no haberse presentado todos los archivos de cálculo correspondientes, no incorporarse todas las cargas especiales que se mencionan en el estudio, utilizar valores que no concuerdan con los históricos reportados y no justificarse documentadamente las demandas nuevas consideradas.

- Incompatibilidad entre la demanda consignada en los formatos F-100 y F-200 y la demanda utilizada para el cálculo de los flujos de carga con el software DigSilent.

- Se ha optado, sin mayor sustento, por la implementación de nuevos transformadores de potencia en vez de la aplicación de otras medidas alternativas que permitan utilizar eficientemente la infraestructura existente.

- No se ha efectuado un análisis de alternativas que demuestre que la configuración propuesta para la expansión de la transmisión, corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas).

- Para el caso de las instalaciones nuevas propuestas, no se ha realizado la determinación de la ubicación óptima de subestaciones, capacidad de transformadores y sección óptima de conductores.

- Existen incoherencias y errores en el equipamiento progresivo de las subestaciones de potencia y la valorización de los mismos en lo que respecta a la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión, elementos faltantes y sobrantes, prorrata de los costos comunes y en la asignación de los costos incrementales de los centros de control y telecomunicaciones.

- No se ha presentado el listado de las instalaciones existentes que se darán de baja durante el horizonte de estudio, como resultado del planeamiento realizado.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta GR-0208-2012, la empresa ENSA presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que conjuntamente con la información complementaria que se acompañó a dichas respuestas, para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 0112-2012-GART.

Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 3].

A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.

5.1 Proyección de la Demanda

La proyección de demanda presentada por ENSA en su PROPUESTA FINAL, es inferior a los valores que presentó en su PROPUESTA INICIAL hasta el año 2013; sin embargo a partir del año 2014 se incrementa significativamente, debido que a partir de este año considera la incorporación de nueva demanda en bloque. Tan es así que la Tasa de Crecimiento (TC) promedio global, se incrementa de 5,14% a 7,54%.

La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2

Proyección de la Demanda (MWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 0,00 0,00 616,48 616,48

2011 0,00 0,00 661,19 661,19

2012 0,00 0,00 708,38 708,38

2013 0,00 0,00 779,46 779,46

2014 0,00 0,00 907,13 907,13

2015 0,00 0,00 963,69 963,69

2016 0,00 0,00 1023,87 1023,87

2017 0,00 0,00 1087,89 1087,89

2018 0,00 0,00 1156,02 1156,02

2019 0,00 0,00 1228,52 1228,52

2020 0,00 0,00 1305,68 1305,68

2021 0,00 0,00 1387,81 1387,81

2022 0,00 0,00 1475,22 1475,22 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117, presentados (2) PEOT, ADINELSA y REP no presentaron propuesta (3) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 7,54%

5.2 Plan de Inversiones 2013-2017

Con relación a la PROPUESTA INICIAL, es del caso destacar que ENSA en su PROPUESTA FINAL desestima el incremento de la capacidad de transformación en la SET Carhuaquero y reformula el esquema de expansión para el sistema Chota – Chongoyape – Bagua – Jaén, tomando en cuenta la implementación de la LT 138 kV Caclic – Bagua Grande – Jaén y subestaciones asociadas, que forman parte de la segunda etapa del proyecto “LT 220 kV Cajamarca Norte – Caclic – Moyobamba” cuyo concurso para su implementación está a cargo de PROINVERSIÓN.

Así, los montos de inversión en instalaciones del SCT que conforman la PROPUESTA FINAL de ENSA, correspondiente al período setiembre 2011 – abril 2017, son los que se señalan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL ENSA - ÁREA DE DEMANDA 2


Proponentes/titulares Inversión

(US$) Longitud

(km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos


ENSA 26 310 419 87,3 210 70

AT Celda 4 056 989

21

Línea 3 361 216 87,3

5


85 4

MAT



Proponentes/titulares Inversión (US$)

Longitud (km)


(MVA)

Cantidad de

Elementos

Celda 5 649 773

13


125 4

MT Celda 1 039 720

21

Compensador 120 052

2

NNNN 12 293 950 185,0

3

MAT Línea 12 293 950 185,0

3

REP 3 471 419

100 3

AT Celda 178 983

1

MAT Celda 381 332

1


100 1

ADINELSA 1 142 055 18,0

1

AT Línea 1 142 055 18,0

1



6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ENSA tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que con respecto al Área de Demanda 2 han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por OSINERGMIN a los estudios que sustentan las propuestas presentadas por los TITULARES, o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a revisar y determinar el Plan de Inversiones con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

Es del caso señalar que ENSA no ha presentado un nuevo informe donde se incluyan todas las correcciones y análisis complementarios efectuados como resultado de la subsanación de las observaciones a la PROPUESTA INICIAL o de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

Para efectos del presente informe, el análisis efectuado por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PROPUESTA OSINERGMIN.

A continuación se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm [Ver Referencia – 4, 5 y 6]



6.1 Revisión de la Demanda

OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 2, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por ENSA:

• La demanda histórica no concuerda con lo reportado periódicamente por la propia empresa y que se encuentra organizada en la Base de Datos “SICOM 1996-2010” de OSINERGMIN.

• No considera la demanda prevista en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en lo que corresponde a proyectos considerados dentro del Área de Demanda 2.

• Sin explicación alguna, utiliza factores en la proyección de la demanda que no están considerados en la metodología y el procedimiento, establecidos en la NORMA TARIFAS.

• A la potencia registrada en barras MT de las subestaciones, erróneamente se les ha aplicado los factores de pérdidas estándares de energía.

Es del caso resaltar que para la determinación del Plan de Inversiones en Transmisión, es necesario que para el horizonte de análisis la proyección de la demanda de potencia se realice espacialmente. Es decir, la proyección de la demanda que se describe a continuación, se realiza a nivel de cada barra de subestación, y por sistema eléctrico.

6.1.1 Datos Históricos e Información Base 6.1.1.1 Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado ENSA, se han revisado teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone OSINERGMIN: “SICOM_1996_2010” y “SICLI 2010-2011”, las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

En cuanto a las ventas de energía a Usuarios Mayores, presentada por ENSA, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forma parte de la Base de Datos “SICLI 2010-2011”.

6.1.1.2 Variables explicativas

PBI

El PBI empleado para la proyección de la demanda eléctrica ha sido estimado mediante una ponderación del PBI por departamentos, en función de las ventas de energía en cada parte de los departamentos que conforma el Área de Demanda, para lo cual se identificaron las ventas por SET y por departamento correspondientes al año 2010.

En el siguiente cuadro se muestran los factores de participación, en cuanto a las ventas de energía, de cada parte de departamento que conforman el Área de Demanda 2:



Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2

FACTOR VENTAS DE ENERGÍA POR DEPARTAMENTOS

Los datos históricos del PBI por departamento, son los publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2010”.

POBLACIÓN

Para la determinación de la población por Área de Demanda, se utiliza la misma metodología que para la estimación del PBI por Área de Demanda y los mismos factores de participación por departamentos en cuanto a las ventas de energía.

Los datos históricos de base para esta estimación provienen de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro Nº 3.1, pág. 18). Los valores entre esos años fueron interpolados a la tasa de crecimiento promedio anual.

CLIENTES

La cantidad de clientes por Área de Demanda proviene de la Base de Datos SICOM 1996-2010 que dispone OSINERGMIN, la cual se mantiene actualizada con la información reportada periódicamente por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico. Al igual que la energía vendida, dicha base de datos contiene también la cantidad de clientes por sistema eléctrico, de manera tal que se consideran los clientes de los sistemas que conforman el Área de Demanda.

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Menores De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Menores se estimaron modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población y los clientes como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el tiempo.

6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Mayores De acuerdo a la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza según lo informado por los propios clientes libres en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Para el caso del Área de Demanda 2, la empresa no ha presentado proyecciones de los actuales Usuarios Mayores, por lo cual OSINERGMIN ha considerado que el consumo de energía del año 2011, de estos usuarios, se mantiene constante durante el período de análisis.

Departamento Ventas por SET

( MWh) Factor de participación

Lambayeque 471 676 85,38% Cajamarca 23 351 4,23% Amazonas 57 414 10,39%

TOTAL 552 441 100,00%



6.1.4 Nuevas Demandas en Bloque En el caso que se informen sobre nuevas demandas en bloque, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo señala la NORMA TARIFAS.

En el caso del Área de Demanda 2, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:


NUEVAS DEMANDAS (MW) SET CLIENTE kV 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Observación

LAMBAYEQUE CARGAS ADICIONALES 10 0,000 0,00 0,00 1,85 1,85 1,85 1,85 1,85 1,85 Opin. & Sug. CHICLAYO NORTE

PNER CHICLAYO NORTE 10 0,000 0,00 0,07 0,07 0,07 0,07 0,18 0,18 0,18 Opin. & Sug.

LA VIÑA CARGAS ADICIONALES 10 0,000 0,00 0,00 1,40 1,40 1,40 1,40 1,40 1,40 Opin. & Sug. POMALCA CARGAS ADICIONALES 23 0,000 0,00 0,80 1,34 1,34 1,34 1,34 1,34 1,34 Opin. & Sug. MOTUPE CARGAS ADICIONALES 23 0,000 0,00 0,00 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 Opin. & Sug. OLMOS CARGAS ADICIONALES 10 0,000 0,00 0,00 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 Opin. & Sug. ILLIMO CARGAS ADICIONALES 23 0,000 0,00 0,00 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 Opin. & Sug. MOTUPE PNER MOTUPE 23 0,000 0,00 0,12 0,12 0,12 0,20 0,20 0,20 0,20 Opin. & Sug.

OLMOS PNER OLMOS 10 0,000 0,00 0,08 0,08 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 Opin. & Sug. ILLIMO PNER ILLIMO 23 0,000 0,00 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 Opin. & Sug. CAYALTI PNER CAYALTI 23 0,000 0,00 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 Opin. & Sug. LA VIÑA FUNDO SASAPE 10 0,000 0,00 0,00 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 Prep.

PAMPA PAÑALA PROYECTO OLMOS 23 0,000 0,00 0,00 4,00 7,00 10,00 13,00 16,00 25,00 Prep.

MOTUPE Cerv. Backus y Johnston 23 3,691 3,83 4,80 4,80 4,80 4,80 4,80 4,80 4,80 Opin. & Sug. CARHUAQUERO PNER CQUERO-ADINELSA 23 0,000 0,00 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 Opin. & Sug.

Notas: A partir del año 2019, se mantienen los mismos valores. Prep.: Cargas justificadas en la etapa de la PREPUBLICACIÓN. Opin. & Sug: Cargas justificadas en la etapa de Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN.

La proyección de la demanda de energía de estas nuevas demandas se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión en cada barra de SET´s.

6.1.5 Proyección global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas Adicionales, a nivel de barras de cada subestación; según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 2, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:




Proyección de la Demanda (MWh)

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL 2010 - - 619,0 619,0

2011 - - 672,1 672,1 2012 - - 736,9 736,9

2013 - - 840,1 840,1 2014 - - 940,7 940,7 2015 - - 1 025,7 1 025,7 2016 - - 1 094,7 1 094,7

2017 - - 1 164,8 1 164,8 2018 - - 1 267,7 1 267,7

2019 - - 1 324,6 1 324,6 2020 - - 1 382,7 1 382,7 2021 - - 1 442,0 1 442,0 2022 - - 1 502,6 1 502,6

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. (2) La TC promedio en el período 2011-2022, resulta 7,67%.

6.2 Planeamiento de la Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 2, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ENSA:

• No se presenta el sustento del análisis de alternativas técnicamente viables, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo.

• No se sustenta el dimensionamiento de los nuevos elementos de transmisión que conforman el SER.

• No se justifica la capacidad de los transformadores seleccionados, ni se utilizan los módulos estándares de transformadores aprobados por OSINERGMIN.

• No se han presentado la totalidad de los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto.

• No se consideran las inversiones que están previstas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección de Electrificación Rural del MINEM o las encomendadas a la empresa REP.



6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual Según la información reportada por los TITULARES, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 2, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B del presente informe.

La determinación de las condiciones en las que actualmente opera el sistema permite establecer una base a partir de la cual se inicia el proceso de planeamiento del desarrollo futuro de las instalaciones de transmisión.

En este sentido, mediante una visita a las instalaciones de ENSA, a principios de noviembre 2011, se verificó entre otros aspectos, que la SET Olmos había sido remodelada y repotenciada con un nuevo transformador 60/22,9/10 kV de 9 MVA, que ha sustituido al transformador 60/10 kV de 1,6 MVA del año 1983, actualmente almacenado en la SET SECHO; se encontraba en construcción una nueva SET 60/22,9/10 kV denominada Lambayeque Sur (ubicada a aproximadamente 4,6 Km al sur de la SET Lambayeque existente) y; se venía montando la nueva línea 60 kV Chiclayo Oeste-Lambayeque Sur-Lambayeque.

En esta situación, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando que tanto los transformadores de dos devanados como los de tres devanados y todas las líneas de transmisión, tienen un factor de utilización menor a 1,00; siendo los transformadores con mayor cargabilidad: el de la CH La Pelota 4/10 kV (94,94%) y el de la SET Illimo 60/23/10 (con 81,48% de cargabilidad en el devanado de 10 kV).

En cambio, para que converja el cálculo de flujos de potencia del año 2022, además de considerar un rechazo de carga 10 kV en la SET Jaén y considerar la carga al 20% en la SET Chiclayo Norte, se ha supuesto en servicio la LT 60 kV Chiclayo Oeste-Lambayeque-Illimo aprobada en el Plan de Inversiones vigente. De esta manera, se ha podido diagnosticar el sistema al año 2022, teniéndose como resultado lo siguiente: un factor de utilización de 1,30 en el tramo de línea 60 kV Chiclayo Oeste-La Viña y de 1,04 en el tramo La Viña-Motupe, mientras que los transformadores que exceden su capacidad son: el de 60/10 kV de la SET Chiclayo Oeste de 30 MVA (114,42%) y los de 60/23/10 kV de las SET´s Carhuaquero (121,12% sólo sobrecarga en el devanado de 22,9 kV), Bagua (195,84%), Motupe (178,47%), Olmos (107,52%), Illimo (233,41%), Pomalca (145,78%) y Tumán (103%) .

Otro aspecto necesario señalar, es que al año 2022 el perfil de voltajes en el sistema 60 kV Illimo-La Viña-Motupe-Olmos, resulta bastante bajo (de 0,72 p.u. a 0,86 p.u.). Igualmente los transformadores en Bagua registran voltajes entre 0,82 p.u. a 0,94 p.u., en Pomalca de 0,90 p.u. a 0,91 p.u. y en Tumán de 0,90 p.u.

En este contexto, el planeamiento de la expansión de la transmisión está referido a la atención de la demanda proyectada hasta el año 2022.

6.2.2 Análisis de Alternativas

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 2, se ha



identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en la zona sur de la ciudad de Chiclayo y en el sistema Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos; frente a lo cual, además de los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, se toma en cuenta las siguientes premisas:

o Las sobrecargas en la transformación pueden ser atendidas mediante la rotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevas unidades. Para el efecto se ha realizado la proyección espacial de la potencia, en lo posible con base en los pulsos registrados en los medidores ubicados en cada devanado de los transformadores, a fin de identificar el nivel de sobrecarga que puede experimentar cada devanado de los transformadores de las SET’s durante el horizonte de estudio, permitiendo ello prever una eficiente rotación de transformadores (teniendo presente sus características para definir si pueden operar en paralelo o con barras secundarias separadas), antes de optar por nuevas inversiones en transformación.

o Para la previsión de nuevas líneas de transmisión y nuevos transformadores de potencia, se consideran las características y tamaños de los módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.

o Para efectos de la simulación de flujos de potencia, se toma como base la topología del sistema existente al 30 de diciembre del 2011 y las instalaciones que se hayan construido y/o se prevea su entrada en servicio antes de mayo 2013, sin que esto signifique necesariamente la validación de aquellas que no están consideradas en el Plan de inversiones vigente.

o Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, bajo condiciones de operación máxima.

o La configuración de barras de las nuevas SET’s, es la que resulte necesaria para la operación del sistema integral.

o Se considera para el año 2018, la entrada en operación de la C.H. Olmos.

Por tanto, a continuación se analizan las alternativas de expansión de la transmisión, bajo el criterio de mínimo costo, para atender el crecimiento de la demanda del sistema Chiclayo–Olmos y de la zona sur de Chiclayo.

6.2.2.1 Sistema Eléctrico Chiclayo – Motupe – Olmos

A fin de afianzar el sistema eléctrico Chiclayo-Lambayeque-Illimo-La Viña-Motupe-Olmos-Occidente, en el Plan de Inversiones 2009-2013 se previó para el año 2010 el cambio de los dos transformadores (de 8,75 MVA y 6 MVA) que vienen operando en la SET Lambayeque por uno nuevo de 25 MVA, así como la implementación de las nuevas líneas de transmisión 60 kV: Chiclayo Oeste-Lambayeque con conductor AAAC de 240 mm2 y Lambayeque-Illimo con conductor AAAC de 120 mm2; sin embargo, como se ha mencionado anteriormente en este informe, a cambio ENSA ha decidido implementar una nueva SET denominada Lambayeque Sur 60/22,9/10 kV de 25 MVA (ubicada aproximadamente 4,6 Km al sur de la SET Lambayeque existente), así como las LT’s 60 kV Chiclayo Oeste-Lambayeque Sur-



Lambayeque (AAAC 240 mm2) e Illimo-La Viña (AAAC 120 mm2) a fin de atender el fuerte incremento de la demanda en La Viña, según explica.

Además, ENSA propone la implementación de la LT 60 kV Illimo – Pampa Pañala con conductor AAAC 120 mm2 y la SET Pampa Pañala a fin de atender la demanda requerida por el proyecto de riego Olmos, a cambio de la LT 60 kV Olmos-Pampa de Olmos con conductor AAAC 120 mm2 y la nueva SET Pampa de Olmos que se habían aprobado en el Plan de Inversiones vigente.

A fin de evaluar esta reformulación del Plan de Inversiones vigente y dado que ENSA no ha presentado el análisis de alternativas, a continuación se analizan las alternativas que se han identificado como técnicamente viables para el afianzamiento del sistema eléctrico Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos.

Para el efecto, se tiene en cuenta que ambos circuitos de la LT 60 kV, con conductor AAAC de 107 mm2, de propiedad de PEOT, deben llegar directamente a la SET Illimo, a fin de mejorar las condiciones de operación del tramo restante, que partiendo de Illimo continúa hasta la SET Occidente, alimentando de paso a Motupe y Olmos mediante derivaciones en configuración “T”.

Asimismo, se considera que la C.H. Olmos de 50 MVA entrará en servicio el año 2018, conectada a la SET Motupe mediante dos ternas en 60 kV. Esto debido a que según el incremento de la demanda, Motupe será la principal carga más próxima a la C.H. Olmos, además de que el circuito 60 kV Motupe-Olmos-Occidente (AAAC de 107 mm2) es insuficiente para evacuar toda la capacidad de generación de la C.H. Olmos.

Alternativa 1: (Propuesta ENSA) Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, conductor de 120 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2014). Sin embargo, según los resultados del análisis, para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV, de 1x3MVAR; mientras que para el año 2018 se requiere una segunda LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, 120 mm2, así como la implementación de la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, con conductor de 120 mm2 de sección de conductor.

Alternativa 1.1: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, conductor de 240 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2014). Para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR; mientras que para el año 2018 se requiere implementar la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, con conductor de 120 mm2 de sección de conductor.

Alternativa 2: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV La Viña-Pampa Pañala de 30,5 km, con conductor de 240 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2014). Para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar



bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR. Asimismo, para el año 2018 se requiere implementar la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, 120 mm2 de sección de conductor.

Alternativa 3: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Motupe-Pampa Pañala 29,4 km, 240 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2014), para lo cual es necesaria la implementación de la LT 60 kV La Viña - Motupe 21,09 km, 120 mm2 de sección de conductor (año 2014). Asimismo, en el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3 MVAR en cada oportunidad.

Tales alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:


Análisis de Alternativas – Sistema Eléctrico Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos

Valor Presente (US$)

Nombre Transmisión Transformación

Total OYM Pérdidas Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 - 3 146 333 - 1 252 695 4 399 028 813 397 3 372 613 8 585 039

Alternativa 1.1 - 2 473 506 - 1 252 695 3 726 201 745 496 1 678 975 6 150 672

Alternativa 2 - 1 941 494 - 1 252 695 3 194 189 633 721 1 174 365 5 002 275

Alternativa 3 - 2 292 948 - 1 252 695 3 545 643 746 652 755 963 5 048 258

Alternativa de Mínimo costo: Alternativa 2 3 194 189

5 002 275

En el cuadro anterior, se puede notar que a pesar que la Alternativa 2 es la de mínimo costo (en un período de análisis de 10 años), es la Alternativa 3 la que se torna más atractiva en el horizonte de largo plazo, ya que la diferencia de 45 983 US$ con respecto a la Alternativa 2 será ampliamente superada por los beneficios que se obtendrán debido a las menores pérdidas eléctricas durante el resto de vida de la instalación.

En ese sentido, la alternativa que formará parte del Plan de Inversiones 2013-2017 a aprobarse, es la Alternativa 3.

6.2.2.1 Sistema Chiclayo Sur

Es de interés analizar el desarrollo eléctrico hacia la zona sur de Chiclayo, ya que actualmente el incremento de la demanda eléctrica en esta zona se viene atendiendo desde la SET Chiclayo Oeste, a través de una línea preparada para ser transformada a 60 kV (según explicó el representante de ENSA),



pero que viene operando en 22,9 kV. Ésta línea además alimenta a Eten y otras localidades.

Para el análisis se tiene en cuenta la implementación de la SET 220 kV denominada Chiclayo Sur, que será desarrollada en relación al proyecto “Planta de Reserva Fría de Generación de Eten” cuya ejecución se ha adjudicado a la empresa Cobra Perú, la cual según contrato está previsto entre en operación en marzo del 2014.

Por tanto, las alternativas que se analizan son las siguientes:

Alternativa 1: Nueva SET 60/23/10 kV, 30 MVA (año 2014) alimentada a través de una LT 60 kV Chiclayo Oeste-Chiclayo Sur, que resulta de convertir a 60 kV, 7 km de una línea 22,9 kV existente cuyas estructuras están preparadas para convertirla a 60 kV, según manifestaron representantes de ENSA, para lo cual se ha considerado un costo equivalente al 10% del costo de módulo de simple terna con conductor AAAC 240 mm2. Asimismo, esta alternativa incluye un transformador de 220/60/10 kV de 30 MVA en la SET Chiclayo Oeste (año 2018), lo que no sería necesario en caso entre en operación este mismo año la C.H. Olmos.

Alternativa 1.1: La misma Alternativa 1, sin considerar la implementación del transformador 220/60/10 kV de 30 MVA en la SET Chiclayo Oeste.

Alternativa 2: Implementación de un transformador 220/60/23 kV de 30 MVA (año 2014), en la futura SET Chiclayo Sur 220 kV. No se ha considerado costo de terreno, dado que se asume que el transformador será implementado dentro de la SET 220 kV Chiclayo Sur, en la que se ha previsto el espacio necesario para el efecto.

Tales alternativas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:

Cuadro Nº 6-5 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 2 Análisis de Alternativas – Sistema Sur de Chiclayo

OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Chiclayo Sur

Valor Presente (US$)

Nombre Transmisión Transformación

Total OYM Pérdidas Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 - 379 461 559 927 1 203 374 2 142 762 393 587 201 266 2 737 614

Alternativa 1.1 - 379 461 - 1 203 374 1 582 834 316 499 201 266 2 100 600

Alternativa 2 217 377 104 137 978 680 68 782 1 368 977 279 254 143 750 1 791 981

Alternativa Seleccionada : Alternativa 2 3 194 189

5 002 275



Según los resultados que se muestran en el cuadro anterior, se concluye que la Alternativa 2 es la que debe formar parte del Plan de Inversiones 2013-2017 a aprobarse.

En el Anexo C se muestra el diagrama unifilar correspondiente al Plan de Inversiones 2013-2017, elaborado en base a las alternativas de mínimo costo determinadas por OSINERGMIN.

6.2.3 Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 6.2.3.1 Ejecución de proyectos no incluidos en el Plan de

Inversiones 2009-2013 vigente

ENSA incluyó en su propuesta del Plan de Inversiones 2013-2017, las siguientes instalaciones, que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones vigente (2009-2013), han sido puestas en operación o prevé ponerlas en operación antes de mayo del año 2013:

Cuadro Nº 6-6 INVERSIONES NO APROBADAS EN PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 EJECUTADAS O PREVISTAS EJECUTAR HASTA ANTES DE MAYO 2013

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Observación OSINERGMIN

2012 ENSA Celda de Línea a SE Chiclayo Oeste SET LAMBAYEQUE SUR CE-060COU1C1ESBLI No justificado

2012 ENSA Celda de Línea a SE Lambayeque SET LAMBAYEQUE SUR CE-060COU1C1ESBLI No justificado

2012 ENSA Celda de Transformador SET LAMBAYEQUE SUR CE-060COU1C1ESBTR Justificado

2012 ENSA Celda de Transformador SET LAMBAYEQUE SUR CE-010COU1C1ESBTR Justificado

2012 ENSA Celda de Alimentador SET LAMBAYEQUE SUR CE-010COU1MCISBAL Justificado

2012 ENSA Transformador 60/22.9/10 kV, 25/16/20 MVA SET LAMBAYEQUE SUR TP-060023010-025CO1E Justificado

2012 ENSA Celda de Línea a La Viña SET ILLIMO CE-060COR1C1ESBLI Se requiere el

año 2013

2012 ENSA Celda de Línea a Illimo SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI Se requiere el

año 2013

2012 ENSA Celda de Línea a Illimo SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI Se requiere el

año 2013

2012 ENSA Celda de Transformador SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBTR Se requiere el

año 2013

2012 ENSA LT Illimo - La Viña 60 kV, ST, AAAC 120mm2 LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A Se requiere el

año 2013

Se ha procedido a analizar cada uno de estos casos a fin de determinar si amerita su implementación en el contexto de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, agregado mediante el D.S. N° 014-2012-EM, publicado el 22 de mayo de 2012.

ENSA ha presentado el documento “Justificación Técnica de Lambayeque Sur” donde explica sus razones por las que considera más conveniente la implementación de la SET Lambayeque Sur, a cambio de la alternativa de incrementar la capacidad de transformación en la actual SET Lambayeque conforme está aprobado en el Plan de Inversiones vigente.

Al respecto, en la etapa de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, la empresa ENSA ha reiterado sus argumentos referentes a costos no reconocidos en el Plan de Inversiones vigente y problemas de calidad del



producto que no se resolverían con la alternativa aprobada, los cuales luego de analizarlos en la sección “Opinión 10” del Anexo A del presente informe se concluye que estos argumentos no son válidos.

Sin embargo, se ha procedido ha revisar la información recientemente alcanzada por ENSA referente al mapa de densidad de carga del año actual y del año horizonte (2022), al nuevo centro de carga que ha determinado y la justificación de contar en la zona con el nuevo nivel de tensión en 22,9 kV para alimentar otros centros poblados próximos como lo es el caso del distrito de San José, así como la identificación de los alimentadores 10 kV desde los cuales se transferiría carga a la nueva SET Lambayeque Sur.

Con base en esta última información, y a la proyección de la demanda realizada por OSINERGMIN se verifica que al año 2014 el transformador instalado en la SET Lambayeque Sur, operando de manera adicional al transformador de la actual SET Lambayeque, alcanzaría un factor de utilización de 0,71; al año 2017 de 0,83; y al año horizonte (2022) 1,02; los cuales se encuentran razonables para este tipo de inversiones.

Asimismo, según la evolución del correspondiente mapa de densidad de carga (considerando la carga a transferirse desde la SET Chiclayo Oeste y la nueva demanda eléctrica a atenderse en los alrededores de Lambayeque), en el horizonte de estudio el centro de carga se aproximaría a la ubicación de la nueva SET Lambayeque Sur. No obstante, desde la actual SET Lambayeque también hubiese sido posible atender toda la demanda referida, en condiciones adecuadas de calidad de producto y de suministro.

En ese sentido, la SET Lambayeque Sur con transformador 60/22,9/10 kV de 25 MVA a cambio del proyecto de ampliación de la actual SET Lambayeque aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, se justificaría a partir de la fecha en que por lo menos asuma 8,7 MVA de carga que es la capacidad del transformador que se había previsto remplazar, cumpliéndose de esta manera el objetivo originario de este proyecto.

Bajo este contexto y habiéndose verificado in situ que al mes de junio 2012 no se cuenta en esta SET con las instalaciones que permitan asumir carga en 22,9 kV y ENSA aún no supera las dificultades que le impiden asumir carga en 10 kV según lo previsto, se estima que esta nueva SET alcanzará su objetivo en el transcurso del cuarto trimestre del año 2012. En cuanto a los elementos de transmisión a considerarse para esta SET serán los equivalentes a los que fueron aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente.

En cuanto a la implementación de la LT Illimo-La Viña, ENSA no presenta la justificación técnica y económica requerida; no obstante, OSINERGMIN ha procedido a analizar este caso a fin de determinar si amerita su implementación en el contexto de la mencionada disposición normativa, habiendo llegado a la conclusión que esta instalación se requiere recién para el año 2013.

Sobre lo planteado por ENSA en su PROPUESTA FINAL, en el sentido de rotar el transformador de 9 MVA de la SET Lambayeque a la SET Motupe y otro de 6,25 MVA a la SET Illimo proveniente de la SET La Viña, es del caso



hacer notar que ENSA no ha considerado las celdas 60 kV necesarias para el efecto. Por lo que, precisando que el transformador a rotarse proveniente de la SET Lambayeque es el de 6 MVA y no de 9 MVA como lo menciona ENSA, según los resultados del análisis realizado por OSINERGMIN y bajo el contexto de lo establecido en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, se encuentra procedente dichas rotaciones en el año 2012, siendo para ello necesario implementar las celdas 60 kV correspondientes en las SET’s Illimo y Motupe; al igual que la implementación de dos celdas de alimentadores 10 kV en la SET Chiclayo Oeste a fin de atender el crecimiento imprevisto de la demanda en la ciudad de Chiclayo.

Asimismo, como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, ENSA solicita se le reconozca la inversión del nuevo transformador 60/22,9/10 kV de 9 MVA, las celdas de transformación 10 kV y 22,9 kV, celdas de los alimentadores 10 kV y 22,9 kV, el sistema Scada a instalar y las nuevas obras civiles para instalar un transformador de mayor potencia, que ha implementado en remplazo del antiguo transformador 60/10 kV 1,6 MVA, a fin de atender el incremento de la máxima demanda en el área de influencia de la SET Olmos y a la necesidad de implementar el nivel de tensión de 22,9 kV para atender las cargas de los proyectos de las obras ejecutadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Al respecto, según el análisis realizado por OSINERGMIN se verifica que la implementación del indicado transformador se justifica a partir del año 2012, conjuntamente con la celda de transformación 22,9 kV y una celda de 22,9 kV. Por lo demás, debe tenerse presente que los módulos estándares aplicados ya consideran los costos de obras civiles y eléctricas necesarias para la puesta en servicio de los elementos de transmisión indicados.

Por otro lado, también debe tenerse presente que en caso un elemento de transmisión perteneciente al SST sea remplazado por otro de la misma capacidad, no origina Alta ni Baja de los mismos, como lo es el caso de las celdas 10 kV que menciona ENSA haber cambiado. Asimismo, el Costo Medio equivalente de los SST incluyen los costos de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes a julio 2006 en que se emitió la Ley 28832, por lo que ENSA estaría en falta al no haber integrado aún esta SET a su Centro de Control. Los resultados de este análisis se indican en la columna “Observación OSINERGMIN” del cuadro anterior y se resumen en el siguiente cuadro:

Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 Inversiones justificadas a ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013




ENSA 2 449 550 - 34,0 12

AT

Celdas 335 534 - - 2

Transformación 1 730 435 - 34,0 2

MT

Celdas 383 581 - - 8

Total Área de Demanda 2 2 449 550 - 34,0 12



En el Anexo D se muestran estas instalaciones necesarias en el año 2012, en cuadro separado de las demás modificaciones del Plan de Inversiones 2009-2013.

6.2.3.2 Reprogramación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente

Asimismo, en el mismo Anexo D se señalan, en cuadro separado, las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente (2009 - 2013), que según los resultados del análisis realizado por OSINERGMIN para esta etapa del proceso, se requiere sean culminadas o implementadas posteriormente a abril 2013.

Sin embargo, es del caso señalar que respecto a estas instalaciones que se mantienen como necesarias, las consecuencias por su no ejecución en la oportunidad indicada en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, son de exclusiva responsabilidad del Titular correspondiente.

Con relación a esta reprogramación, ENSA informa que ha adquirido un transformador 60/22,9/10 kV de 30 MVA para ser instalado en la SET SECHO a cambio del transformador 60/10 kV de 30 MVA que se había aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, ya que tiene la necesidad de atender cargas en 22,9 kV que actualmente son alimentadas en 10 kV con una mala calidad de tensión. Al respecto, se ha verificado la necesidad de cambiar de 10 kV a 22,9 kV la tensión de la alimentación a la zona de Pimentel desde la SET SECHO y liberar asimismo el transformador 10/22,9 kV que viene operando provisionalmente en la SET SECHO para alimentar en 22,9 kV la zona sur de Chiclayo.Instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, que ya no se requieren en el período 2013-2017

Las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente, que no han sido implementadas y que no están siendo incluidas para el período 2013-2017, son aquellas que según el análisis realizado por OSINERGMIN para el presente proceso, ya no resultan necesarias en las condiciones actuales. Éstas también se listan en cuadro aparte en el Anexo D del presente documento.

No se incluyen en este cuadro las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013 y que la empresa concesionaria tiene previsto poner en servicio antes de mayo 2013.

6.2.4 Plan de Inversiones 2013-2017

Como resultado del análisis realizado por OSINERGMIN, en el Anexo E se detallan las inversiones requeridas para el período 2013-2017, que formarían parte del SCT a ser remunerado por la demanda, donde también se listan en cuadro aparte las instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 que se han reprogramado para ser ejecutadas en el período 2013-2017.

En resumen, el Plan de Inversiones en transmisión del Área de Demanda 2, que se requiere implementar en el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:








ENSA 12 590 928 100,6 65 44

MAT

Celdas 975 900 - - 3

Transformación 3 173 076 - 50 2

AT

Celdas 2 885 195 - - 16

Líneas 3 615 129 100,6 - 4

Transformación 622 251 - 15 1

MT

Celdas 971 834 - - 15

Comp. Capacitiva 347 544 - - 3


Lo mismo, pero de manera cronológica se resume en el siguiente cuadro:

6.2.4.1 Programación de Bajas

Las instalaciones que quedan en desuso como resultado del planeamiento de la expansión de la transmisión, pasan a reserva en caso sean requeridas para tal fin y tengan un tiempo de vida menor a 30 años, caso contrario se considera su Baja para el año en que quedaría en desuso. Las Bajas resultantes también se listan en cuadro aparte en el Anexo D del presente documento.

Titular 2013 2014 2015 2016 Total

ENSA 1 561 716 7 745 185 30 039 3 253 987 12 590 928

Total General 1 561 716 7 745 185 30 039 3 253 987 12 590 928



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por la empresa ENSA, así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de las titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 2, se concluye lo siguiente:

a) Se ha obtenido el valor de 7,67% como tasa de crecimiento de la demanda global de energía eléctrica en el Área de Demanda 2, mayor que el valor de 7,54% presentado por ENSA en su PROPUESTA FINAL.

b) La inversión en transmisión considerada para el Área de Demanda 2, en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, asciende al monto de US$ 12 590 928 según los valores de inversión por elemento de transmisión que se muestran en el Anexo D del presente documento. Monto de inversión totalmente asignado a ENSA.

c) Las inversiones realizadas por ENSA que el OSINERGMIN ha encontrado como procedentes en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente) ascienden al monto de US$ 2 449 550.

d) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe el Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda 2, correspondiente al período mayo 2013-abril 2017 según lo señalado en el acápite b), así como la modificación del Plan de Inversiones 2009-2013 vigente según lo indicado en el acápite c) anterior.



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares.

Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas, según análisis de OSINERGMIN.

Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013

Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas)

Anexo F Cuadros Comparativos.



Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la

PREPUBLICACIÓN



Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por ENSA

OPINIONES GENERALES

Opinión 1.

ENSA menciona que, como observaciones generales que afectan al conjunto y criterios aplicados en los estudios, se tiene lo siguiente:

1. De la revisión efectuada a los archivos correspondientes a la Proyección de la Demanda, no se evidencia que OSINERGMIN haya analizado diferentes modelos para la aplicación del método de tendencia y econométrico para establecer la proyección de demandas del Área de Demanda 2.

2. OSINERGMIN ha aprobado, según los esquemas unifilares, diversas rotaciones de transformadores de potencia considerando el mínimo costo para garantizar la cobertura de la demanda, sin embargo, no reconoce la inversión que demanda el transporte, carga y descarga, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas para la puesta en servicio.

Análisis de OSINERGMIN

Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que el ente regulador no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.

No obstante, es del caso mencionar que OSINERGMIN ha desarrollado diversos modelos de proyección de demanda, los cuales están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA2.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área2.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.

En cuanto al reconocimiento de los costos incurridos por la rotación de transformadores, debe tenerse presente que la remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador.

Conclusión

No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.



OPINIONES ESPECÍFICAS

2.1.- DEMANDA

Opinión 2.

Señala ENSA que en el estudio de demanda presentado a OSINERGMIN, no se han considerado las nuevas solicitudes de carga presentadas en el periodo diciembre 2011 a abril 2012.

Argumenta que de acuerdo a lo establecido por OSINERGMIN en la presente regulación y en anteriores, se considera el incremento de las cargas mayores en función a solicitudes de nuevas cargas, las mismas que normalmente se solicitan con un año de anticipación, siendo en casos especiales que la efectúan con dos años de anticipación; mientras que el periodo de regulación es de 10 años, lo que origina que no se consideren proyectos de nuevas cargas para el mediano y largo plazo, pero que podrían incidir directamente en la definición de los refuerzos y/o ampliaciones de los sistemas de transmisión de las empresas.

Lo antes indicado, continúa ENSA, ha dado lugar a que no se hayan considerado los nuevos requerimientos de factibilidades de suministros que se han venido presentando desde diciembre del 2011 hasta abril del 2012, cargas que no fueron reportadas por ENSA en la propuesta presentada en enero de 2012, debido a que no se contaba con el sustento correspondiente. Las nuevas solicitudes de factibilidad que se han recibido en el periodo antes indicado se muestran en el Anexo N°1 de sus opiniones y sugerencias.

En tal sentido, requiere que OSINERGMIN incluya las nuevas solicitudes de requerimiento de cargas en la proyección de demanda y complementar la información, con la finalidad de establecer el adecuado dimensionamiento de las instalaciones de los sistemas de transmisión de ENSA.


Para la etapa de publicación del Plan de Inversiones, se tomarán en cuenta aquellas solicitudes de factibilidad no mayor a un año de anterioridad y que cuenten con el sustento debidamente documentado, presentadas por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación.

Al respecto, cabe precisar que se han incluido únicamente aquellas demandas puntuales que por su dimensión relativa no estarían consideradas en la proyección vegetativa de la demanda, al igual que las nuevas cargas de los proyectos de electrificación.

Conclusión

Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 3.

ENSA observa que la proyección de demanda de potencia, consignada en los formatos (F-111, F-112 y F-114) para el año 2011, difiere significativamente con respecto a la tasa calculada por sistema para ese año.



A continuación, presenta el siguiente cuadro en el que, según indica, se aprecia la diferencia entre la tasa de crecimiento calculada y aplicada para el 2011 por sistema en el Área de Demanda 2.

Sistema Tasa Crec 2011 Calculada

Tasa Crec 2011 Aplicada

Bagua - Jaén, Cutervo y Bagua - Jaén Rural 9.5% 0.27%

Chiclayo 8.2% 8.23%

Chiclayo Baja Densidad 14.0% 13.95%

Chota, Chongoyape, San Ignacio y San Ignacio Rural 12.6% 47.09%

Al respecto, solicita revisar la proyección de demanda del año 2011.


Se ha verificado que la diferencia señalada por ENSA se debe a que las ventas de energía provenientes de la SET Quanda fueron consideradas como parte del sistema eléctrico de Bagua-Jaén, cuando lo correcto es asignar dichas ventas al sistema eléctrico de Chota. En ese sentido se procederá a realizar la corrección correspondiente.

Conclusión

Se acoge esta opinión, por la razón expuesta en el análisis anterior.

Opinión 4.

Sostiene ENSA que las ventas proyectadas para el año 2011, de usuarios menores del Área de Demanda 2 (1 383 801 MWh), difiere significativamente de las ventas reales (1 424 926 MWh) a nivel de sistemas eléctricos, tal como muestra a continuación.

2010

Sistemas de Peaje Histórica ProyectadoTasa de Crec.

ProyectadoReal

Tasa de Crec.

Real

Chiclayo Baja Densidad 106,767 121,669 14.0% 131,729 23.4%

Bagua - Jaén, Cutervo y Bagua - Jaén Rural 62,273 68,192 9.5% 70,444 13.1%

Chiclayo 358,784 388,330 8.2% 388,895 8.4%

Chota, Chongoyape, San Ignacio y San Ignacio Rural 24,618 27,725 12.6% 38,852 57.8%

Total Área 03 552,441 605,916 9.7% 629,920 14.0%

Ventas de Usuarios Menores Área 02 (MW.h)

2011

Por tal razón solicita a OSINERGMIN que considere las ventas de energía del año 2011 como información histórica.

Argumenta que dicha solicitud está sustentada en el inciso 9.1.1 de la norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, donde se indica: “Para usuarios menores…… del año representativo anterior al de la fijación de peajes y compensaciones”.




Para todas las Áreas de Demanda, OSINERGMIN ha considerado la información histórica desde el año 1996 hasta el año 2010, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS.

Si bien es cierto, el TITULAR dispone de la información del año 2011, se debe precisar que al inicio del presente proceso regulatorio (setiembre 2011), los Titulares reportaron información histórica completa sólo hasta el año 2010, siendo por tanto esta información la que se ha procesado para efectos de la prepublicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha revisado la proyección de la demanda incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones a la prepublicación ha proporcionado el Titular de manera justificada.

Conclusión


Opinión 5.

ENSA señala que el valor de las variables independientes Población y PBI del Área de Demanda 2, se encuentra subestimada. Por ejemplo, la población estimada por el INEI para el 2011 en el departamento de Amazonas es de 401 203, en Cajamarca 1 445 847 y en Lambayeque 1 186 461; sin embargo OSINERGMIN ha considerado en el modelo una población del Área de Demanda 2 de 1 115 814.

Asimismo, indica que las variables econométricas de Población y PBI para el Área de Demanda 2 deben corresponder a la suma del resultado de multiplicar el valor de la variable por el % de ventas de cada departamento en el Área de Demanda 2.

A continuación se aprecia que la población considerada para el Área de Dermanda se encuentra subestimada.

(3) Ventas usuarios menores por Departamento (MWh) [Fuente: SICOM + SICLI]

Departamento 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 TOTAL % en Area 02% Otras ÁreasAMAZONAS 0 57,414 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 57,414 100% 0.00%

CAJAMARCA 0 23,351 113,394 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 136,745 17% 82.92%

LAMBAYEQUE 0 471,676 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 471,676 100% 0.00%

(3) PERÚ: PROYECCIÓN POBLACIÓN POR DEPARTAMENTO

Departamento/Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014AMAZONAS 344,731 347,462 350,215 352,989 355,786 358,605 361,446 364,310 367,196 370,105 373,037 375,993 382,274 388,660 395,153 401,203 407,345 413,581 419,912

CAJAMARCA 1,286,204 1,295,125 1,304,108 1,313,153 1,322,261 1,331,432 1,340,666 1,349,965 1,359,328 1,368,756 1,378,250 1,387,809 1,402,530 1,417,406 1,432,441 1,445,847 1,459,379 1,473,038 1,486,824

LAMBAYEQUE 958,947 972,012 985,256 998,679 1,012,286 1,026,078 1,040,058 1,054,229 1,068,592 1,083,152 1,097,909 1,112,868 1,131,399 1,150,239 1,169,392 1,186,461 1,203,778 1,221,348 1,239,175

(3) PERÚ:POBLACIÓN por Años, según área de demanda

Área/Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014AMAZONAS 344,731 347,462 350,215 352,989 355,786 358,605 361,446 364,310 367,196 370,105 373,037 375,993 382,274 388,660 395,153 401,203 407,345 413,581 419,912

CAJAMARCA 219,634 221,157 222,691 224,235 225,791 227,357 228,934 230,521 232,120 233,730 235,351 236,984 239,497 242,038 244,605 246,894 249,205 251,538 253,892

LAMBAYEQUE 958,947 972,012 985,256 998,679 1,012,286 1,026,078 1,040,058 1,054,229 1,068,592 1,083,152 1,097,909 1,112,868 1,131,399 1,150,239 1,169,392 1,186,461 1,203,778 1,221,348 1,239,175

TOTAL 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311 1,523,311

AREA 022 908,945 920,761 932,734 944,866 957,159 969,616 982,237 995,027 1,007,986 1,021,118 1,034,424 1,047,907 1,065,004 1,082,382 1,100,046 1,115,814 1,131,810 1,148,037 1,164,498


Conforme se explicó en la sección 6.1.1.2 del Informe N° 0111-2012-GART, las variables explicativas PBI y POBLACIÓN del Área de Demanda se estiman ponderando los valores correspondientes a cada departamento que la conforman en función de las



ventas de energía efectuadas en cada uno de ellos, por lo que no es correcto que deba determinarse mediante simple suma.

Conclusión


Opinión 6.

ENSA observa que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo del método de tendencia para la proyección de energía en cada sistema del Área de Demanda 2. Respecto a lo cual, indica haber verificado que el modelo polinómico presenta mejores indicadores estadísticos en el Sistema Chota.



Por tanto, solicita a OSINERGMIN presentar la evaluación de todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo.

Argumenta que dicha solicitud está sustentada en el inciso 9.1.3a de la norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, donde se indica: “Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia…”.


Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.

Asimismo, cabe indicar que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA2.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos10 se encuentran en el archivo Eviews “área2.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la Web de OSINERGMIN.

No obstante, para la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha considerado la nueva información presentada por el TITULAR como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de dicho Plan, por lo que a fin de obtener el mejor modelo de Tendencia OSINERGMIN ha realizado lo siguiente:

a. Comparar los estimadores de cada modelo, como son los coeficientes de correlación (R²) y los estadísticos tanto de significancia individual (t) y conjunta (F).

b. Tomar en cuenta sus tasas de crecimiento promedio anual.

Así, para el caso específico de las proyecciones de ventas de energía del sistema eléctrico Chota, se han evaluado los siguientes modelos:

LINEAL LOGARÍTMICA EXPONENCIAL POLINÓMICA

Mean 28619,6 23051,42 49688,92 29617,08 Median 29045,48 26418,72 33393,64 29363,04

Maximum 51182,86 32221,22 153362,3 55168,14 Minimum 8058 8058 8058 8058 Std. Dev. 14121,02 8360,11 43344 15293,83 Skewness 0,01629 -0,644069 1,038855 0,110126 Kurtosis 1,699326 1,905042 2,959349 1,732895

R2 Adjusted 0.9996

0.8817

0.9717 0.9999

F-Statistic 21 834.68 64.53991 275.9498 1 736 557

Probability 0.000000 0.0000089 0.000001 0.000000 T-studente > 5% > 5% > 5% > 5%

Tasa Promedio %

6,3% 2,3% 16,5% 7,0%

Observations 21 21 21 21

10 Para los modelos tendenciales se utilizaron Modelos ARMA (con componentes autorregresivos y medias móviles)



Según estos resultados, considerando la nueva información presentada por el TITULAR como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación, el modelo que mejor expresaría las ventas de energía es el modelo polinómico, dado que tiene un Factor de Correlación de 0,9999, con una alta significancia como modelo global (F=1 736 557) y cuya tasa de crecimiento es 7% promedio anual; por tanto para la proyección de la demanda de este sistema eléctrico se utilizarán los resultados del modelo polinómico.

Conclusión

Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 7.

ENSA indica que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo del método de tendencia para la proyección de energía del Área de Demanda 2, por lo que solicita se presente la evaluación de todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo.

Argumenta que su solicitud está sustentada en el inciso 9.1.3a de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, donde se indica : “Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia…”.


Al igual que lo expuesto en el análisis de la anterior Opinión 6, se ha revisado la evaluación de todos los modelos desarrollados para cada sistema eléctrico que conforman el Área de Demanda 2 considerando la nueva información presentada por el TITULAR como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación, cuyos resultados forman parte de la publicación de la información que respalda la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Conclusión


Opinión 8.

ENSA indica que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo en el método econométrico para la proyección de energía del Área de Demanda 2, por lo que solicita se presente la evaluación de todos los modelos econométricos desarrollados e indicar el criterio de selección del mismo.

Argumenta que la solicitud está sustentada en el inciso 9.1.3a de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, donde se indica: “El modelo econométrico se efectuará para diferentes combinaciones de las variables independientes y su correlación con el comportamiento de la demanda”.


Contrario a lo manifestado por el TITULAR, OSINERGMIN procedió a evaluar hasta 8 modelos econométricos distintos (ver hoja “Modelos_14_Areas.xlsx”), seleccionando el modelo que explica las ventas de energía en función a las variables PBI y Clientes del



Área cuyos resultados se plasmaron en los formatos 100 debidamente prepublicados en la página Web de OSINERGMIN.

Para la selección del modelo econométrico, tal como lo exige la NORMA TARIFAS, se tomó inicialmente en cuenta los estimadores de los modelos (R² Ajustado), significancia individual (t), significancia conjunta (F) y por último se tomó en cuenta sus tasas de crecimiento; estas comparaciones permitieron elegir el mejor modelo. Otros análisis estadísticos que se emplearon para dar validez a dichos modelos fueron las siguientes pruebas: Correlograma de residuos, Correlación entre las Variables (Test Breusch-Godfrey), Normalidad de los residuos (probabilidad del estadístico Jarque Bera) y de Heterocedasticidad (Test White Heteroskedasticity).

Como resultado de dicho análisis para el Área de Demanda 2 se obtuvo el siguiente cuadro:

MODELO A MODELO B MODELO C MODELO D MODELO E MODELO F MODELO G MODELO H Mean 597121,8 741665 653849,2 785653,1 565886,6 594535,9 593156,4 599038,3

Median 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9 510281,9

Maximum 1325466 2103050 1660353 2353417 1155897 1314402 1305593 1337225

Minimum 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1 193974,1

Std. Dev. 355908,3 574376,2 443582,8 644173,1 310050,9 352400,3 349829,7 358858,6

Skewness 0,59998 0,987139 0,83787 1,063457 0,438789 0,59326 0,580594 0,610372

Kurtosis 2,078246 2,756675 2,503055 2,925502 1,854469 2,071731 2,053229 2,095546

R2 Adjusted 0.9958 0.8967 0.9716 0.8406 0.9916 0.9950 0.9777 0.9961

F-Statistic 825 62 240 75 828 1 400 307 1 184

Probability 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000

t-statistic de las Var. Ind. No significativas

significativas significativas significativas significativas significativas significativas significativas

Tasas de crecimiento promedio %

7,6% 11,8% 9,6% 12,8% 6,3% 7,5% 7,4% 7,6%

Observations 27 27 27 27 27 27 27 27

Donde:

Modelo A: Ln(VEt) = C1 + C2 *Ln(CLt)+C3* Ln(PBIt)+C4*Ln(POB)+Ln(Precio)*C4 Modelo B: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Precio) Modelo C: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBI)+ Ln(Clit) Modelo D: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt) Modelo E: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * POBt Modelo F: VEt = C1 + C2 * Ln(PBIt)+ C3*Ln(POBt) Modelo G: VEt = C1 + C2 * PBIt + C3 * Clit Modelo H: Ln(VEt) = C1 + C2 * Ln(PBIt)+C3*Ln(POB)+C4*Ln(Precio)

Por tanto, los modelos que mejor expresan las ventas de energía son los modelos F y H; el modelo F, con una Desviación Estándar de 352 400, cuenta con un alto nivel de significancia como modelo global (R²=0,9950 y F=1 400) y supera las cuatro pruebas de validación (ver archivo “área1.wf1”). Notar que dicho Modelo arroja una tasa promedio anual de crecimiento de 7,5%.

Se reitera que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA2.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área2.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.



Conclusión


Opinión 9.

ENSA sostiene que la información de población consignada por OSINERGMIN no corresponde a la información que el INEI publica en su página web.

Como sustento muestra la información de Población considerada por OSINERGMIN, que según sostiene ENSA, no corresponde a lo publicado por el INEI.

Departamento/AñoAMAZONAS CAJAMARCA LAMBAYEQUE

1996 344,731 1,286,204 958,947

1997 347,462 1,295,125 972,012

1998 350,215 1,304,108 985,256

1999 352,989 1,313,153 998,679

2000 355,786 1,322,261 1,012,286

2001 358,605 1,331,432 1,026,078

2002 361,446 1,340,666 1,040,058

2003 364,310 1,349,965 1,054,229

2004 367,196 1,359,328 1,068,592

2005 370,105 1,368,756 1,083,152

2006 373,037 1,378,250 1,097,909

2007 375,993 1,387,809 1,112,868

2008 382,274 1,402,530 1,131,399

2009 388,660 1,417,406 1,150,239

2010 395,153 1,432,441 1,169,392

2011 401,203 1,445,847 1,186,461

2012 407,345 1,459,379 1,203,778

2013 413,581 1,473,038 1,221,348

2014 419,912 1,486,824 1,239,175

Considera por OSINERGMIN Fuente: Web de INEI. Consulta Mayo 2012.

Por lo que solicita a OSINERGMIN considerar los datos de población según publicaciones recientes del INEI.


Para la prepublicación OSINERGMIN tomó como base los resultados oficiales de los censos nacionales publicados por el INEI en los documentos “Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007” y luego, para completar la serie de datos al año 2022 utilizó las tasas promedio de crecimiento quinquenales previstas en el estudio “Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años Calendario y Edades Simples 1995 -2015” también elaborado por el INEI.

No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, para la proyección de la demanda se están tomando en cuenta los últimos valores que el MEF11 y el INEI12 han publicado respecto de las variables PBI y POBLACIÓN.

Conclusión


11 Marco Macroeconómico Multianual 2013 - 2015 12 Estimaciones y Proyecciones de Población Departamental, por Años calendario y Edades Simples 1995 - 2025



SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

Opinión 10.

Indica ENSA que, según el ítem 6.2.3.1 del informe Nº 0112-2012-GART, para el Sistema Eléctrico Chiclayo –Motupe – Olmos, OSINERGMIN al no poder realizar la trazabilidad de los cálculos efectuados por ENSA, como sustento a la reformulación del Plan de Inversiones vigente, no considera la inversión asociada al proyecto SET Lambayeque.

Al respecto, sostiene que la ampliación de la SET Lambayeque, aprobada en el Plan de Inversiones en Transmisión (PIT) 2009-2013, involucra costos adicionales no considerados como: nueva cimentación para transformador, nuevas celdas de MT (llegada, alimentadores de salida y serv. Auxiliares) por incremento de la corriente nominal y potencia de cortocircuito, construcción de una nueva sala de control, construcción de nuevos alimentadores totalmente subterráneos ante la imposibilidad física de ejecutar alimentadores aéreos. Estas inversiones sólo garantizan capacidad de transformación sin resolver el problema de la calidad de producto en la distribución y la oferta hacia los usuarios finales ubicados a lo largo de la carretera.

Agrega que en la evaluación del proyecto de la Ampliación de la SET Lambayeque, OSINERGMIN no consideró los costos por las adecuaciones de obras civiles, modificaciones al sistema de barras en 60 kV, reforzamiento del sistema de malla a tierra, entre otros. Tampoco consideró en la evaluación las restricciones que se tienen para la implementación de nuevos alimentadores desde las SET Chiclayo Oeste y la SET Lambayeque, ni los costos por las compensaciones y energía dejada de vender por el periodo de interrupción continua.

Señala que, en el Anexo N°2 de sus opiniones y sugerencias, presenta el Informe de Justificación Técnico y Económica de la SET Lambayeque Sur, el mismo que incluye lo siguiente:

• El mapa de densidades de carga utilizado.

• Ubicación del centro de carga.

• Evaluación económica entre construir la SET Lambayeque Sur Vs. la Ampliación de la SET Lambayeque.

• Vistas fotográficas donde ya no es posible construir alimentadores aéreos desde la SET Chiclayo Oeste y SET Lambayeque.

En ese sentido, solicita que OSINERGMIN considere en el PIT 2013-2017, las instalaciones de la SET Lambayeque Sur:

Transformador de potencia 25 MVA, 60/22,9/10 kV

Celda de Transformación 60 kV

Celda de línea 60 kV llegada de SECHO

Celda de línea 60 kV salida a SELAM


Celda de Transformación 22,9 kV




Celda de salida de los alimentadores 10 kV

Celda de salida de los alimentadores 22,9 kV.

Asimismo, que se considere como fecha de puesta en operación comercial febrero del año 2012.


Respecto a esta opinión, es necesario señalar que el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente, consideró la ampliación de la SET Lambayeque existente, mediante la implementación de un nuevo transformador 60/10 kV de 25 MVA en remplazo del actual transformador 60/10 kV de 8,7 MVA ONAF, el cual se daría de Baja una vez implementado el nuevo. Bajo este contexto, se daría de Baja al transformador de 8,7 MVA conjuntamente con sus costos inherentes de obras civiles y eléctricas que conforman el módulo estándar correspondiente, mientras que el nuevo transformador se daría de Alta también con el costo total del nuevo módulo estándar que involucra sus obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio.

En ese sentido, no es correcto lo señalado por ENSA en el sentido que al aprobarse el nuevo transformador de mayor potencia no se esté aprobando la nueva cimentación y demás obras civiles y eléctricas para su implementación y; en cuanto a las nuevas celdas MT por incremento de la corriente nominal y potencia de cortocircuito, podría haberse presentado la justificación en mérito a lo establecido en el numeral II).3., literal f) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE; mientras que las salidas de alimentadores MT mediante cables subterráneos, esto es práctica común en la implementación de redes de distribución que parten de SET’s altamente congestionadas de alimentadores MT, cuya regulación en todo caso corresponde a la fijación del VAD de distribución.

Por otro lado, respecto a las compensaciones y energía dejada de vender por los posibles cortes de suministro eléctrico que hubiesen implicado los trabajos de ampliación de la SET Lambayeque existente, cabe señalar que mediante un adecuado procedimiento de ejecución de obras puede lograrse minimizar los cortes de servicio que tendrían que efectuarse dentro de los plazos que por Ley deben anticiparse de manera programada.

Sobre la fecha de puesta en operación comercial de la nueva SET Lambayeque Sur, en febrero 2012 según señala ENSA, se ha verificado que al mes de junio 2012 no se cuenta en esta SET con las instalaciones que permitan asumir carga en 22,9 kV y además ENSA viene afrontando dificultades para asumir carga en 10 kV según lo previsto. Es decir, la nueva SET Lambayeque Sur aún no estaría cumpliendo el objetivo del proyecto de ampliación de la SET Lambayeque existente aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013, el cual fue el de asumir toda la carga que actualmente se atiende a través del transformador de 8,7 MVA y el de 6 MVA que viene operando provisionalmente en la misma subestación.

Respecto a los elementos de transmisión que ENSA solicita sean incluidos en el Plan de Inversiones 2013-2017, en el entendido que se trata de un error la solicitud de considerar dos celdas de transformación en 60 kV, cabe señalar que ENSA no ha justificado la necesidad de la configuración “π” para la nueva SET Lambayeque Sur, lo que hace que resulten costos superiores a los del proyecto original aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013 vigente..



En todo caso, ENSA deberá gestionar el Alta de los elementos que conforman la nueva SET Lambayeque Sur, ciñéndose a lo aprobado en el Plan de Inversiones correspondiente y al procedimiento establecido en la Resolución OSINERGMIN N° OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

Conclusión


Opinión 11.

ENSA observa que en el cuadro de programación de Bajas del Anexo D: Plan de inversiones 2013-2017, del Informe Nº 0112-2012- GART, OSINERGMIN establece para el 2013 la Baja del transformador de potencia 1,6 MVA, 60/10 kV, SET AT/MT Olmos.

En relación a lo cual manifiesta que debido al incremento de la máxima demanda en el área de influencia de la SET Olmos y a la necesidad de implementar el nivel de tensión de 22,9 kV para atender las cargas de los proyectos de las obras ejecutadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), ha implementado un nuevo transformador de potencia 60/22,9/10 kV de 9 MVA a cambio del antiguo transformador 60/10 kV 1,6 MVA.

Como sustento, en el Anexo N° 3 de sus opiniones y sugerencias presenta el perfil de carga del mes abril 2012 que incluye la solicitud de factibilidad de suministro de la empresa Odebrecht de 2,5 MW.

En ese sentido, solicita reconocer la inversión del indicado transformador de potencia 60/22,9/10 kV de 9 MVA, las celdas de transformación 10 kV y 22,9 kV, celdas de los alimentadores 10 kV y 22,9 kV, el sistema Scada a instalar y las nuevas obras civiles para instalar un transformador de mayor potencia.


ENSA como parte de su propuesta del Plan de Inversiones 2013-2017, no incluyó el transformador 60/22,9/10 kV de 9 MVA que ha implementado en la SET Olmos.

No obstante, debido a que se está solicitando su reconocimiento, OSINERGMIN determinará el requerimiento de transformación en esta SET según los resultados del planeamiento de la expansión de la transmisión en el horizonte de estudio, así como el año donde resulte necesario dicho transformador.

Conclusión


Opinión 12.

ENSA sostiene que en el cuadro de las inversiones aprobadas en el PIT 2009-2013 reprogramadas para el período 2013-2017, detalladas en el Anexo D: Plan de Inversiones 2013-2017 del informe Nº 0112-2012-GART; OSINERGMIN no ha considerado la instalación del transformador de potencia 60/22,9/10 kV y las cuatro celdas de alimentadores 10 kV, que viene ejecutando ENSA en relación al PIT 2009-2013 aprobado para el Área de Demanda 2 por Resolución OSINERGMIN N° 141-2009-OS/CD, donde se consideró un Transformador de Potencia 60/10 kV en la SET MAT/AT Chiclayo Oeste, de código de módulo TP-060010-030 CO1E.



Agrega que, el alimentador C-217 de la subestación Chiclayo Oeste, actualmente tiene 6,2 MW de carga, lo que hace necesario dividir el alimentador y atenderlo al nivel de tensión 22,9 kV, para cumplir con la Norma Técnica de calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE); mientras que el alimentador C-214 con una carga actual de 3 MW, se prevé atenderlo también al nivel de tensión 22,9 kV, por la carga existente y las solicitudes de factibilidad de suministro solicitadas a atender por este alimentador.

Señala que en el Anexo N° 4 presenta el avance del PIT 2009-2013, informado a OSINERGMIN, así como el cuadro resumen de factibilidades de suministro de energía a atender, los perfiles de carga de los alimentadores C-214 y C-217, y la vista fotográfica del transformador de potencia.

En ese sentido, solicita incluir para la subestación Chiclayo Oeste la inversión del Transformador de Potencia 60/22,9/10 kV, celda de transformación 22,9 kV, dos Celdas de Alimentador 22,9 kV y las dos celdas de Alimentador 10 kV aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013.


ENSA, dentro de su propuesta para el Plan de Inversiones 2013-2017, no consideró el transformador 60/22,9/10 kV de 30 MVA que indica y mucho menos las celdas de alimentadores en 22,9 kV conforme lo solicita en esta opinión.

Al respecto, en el Plan de Inversiones 2009-2013, se aprobaron 04 celdas de alimentador en 10 kV (año 2012) y un transformador de potencia de 60/10 kV, 30 MVA (año 2011), por lo que al formar parte del Plan de Inversiones vigente, a su entrada en operación formarán parte de las Altas y deberán ser tratados de acuerdo a la Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

No obstante, OSINERGMIN verificará la justificación de esta reformulación del Plan de Inversiones vigente, según los resultados del planeamiento de la expansión de la transmisión en el horizonte de estudio.

Conclusión


Opinión 13.

Señala ENSA que, respecto al cuadro de Inversiones aprobadas en el PIT 2009-2013, reprogramada para el periodo 2013 - 2017, la celda de línea 60 kV instalada en la SET Chiclayo Oeste desde donde se alimenta la nueva SET Lambayeque Sur, ya se encuentra operando comercialmente, tal como figura en el Acta de puesta en servicio Nº 001-2012-ENSA, firmada el 29.02.2012, que presenta en el Anexo N° 5 de sus opiniones y sugerencias.

En ese sentido, solicita incluir la inversión de la celda para enero del año 2012, fecha en la cual entró en operación comercial.


En efecto, dicha celda forma parte del Plan de Inversiones 2009-2013, por lo que de acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERGMIN 269-2010-OS/CD, está



siendo reconocida desde la fecha que figura en el Acta de Puesta en Servicio (17 de enero 2012).

Conclusión


Opinión 14.

ENSA sostiene que en las regulaciones de las tarifas de los sistemas complementarios (SCT) no se consideran los costos que se realizan para efectuar la rotación de transformadores de potencia de una subestación a otra.

Argumenta que la rotación de los transformadores de potencia de una subestación a otra, permite optimizar las inversiones en los sistemas de transmisión; sin embargo, esto representa costos que no son reconocidos y por consiguiente no se incluyen en la tarifa de los SCT, lo que origina perjuicios económicos para las empresas que tienen a cargo estas instalaciones. Como referencia, a continuación lista las actividades principales que, según sostiene, se efectúan para realizar esta labor:

a) Desensamble y embalaje de Transformador:

Prever el desplazamiento del personal técnico, materiales, herramientas y equipos desde Lima a la subestación y viceversa, instalación de equipos, inspección externa del Transformador y accesorios, pruebas eléctricas de recepción, evacuación de aceite a cilindros limpios, desmontaje de accesorios (tanque conservador, radiadores, bushing, etc.) con apoyo de grúa, colocación de bridas ciegas en radiadores (suministro de bridas), suministro de material de embalaje de accesorios, embalaje de accesorios, suministro y colocación de tanque de nitrógeno para transporte, colocación de registrador de impactos.

b) Carga, Descarga con maniobras y Transporte del transformador de potencia y accesorios:

Carga, descarga con maniobras y transporte del Transformador y accesorios en camión cama baja especiales, además de los permisos de transporte y seguros correspondientes.

c) Evaluación, revisión y/o refuerzos de la base estructural del transformador.

d) Armado total del Transformador en su nueva ubicación y pruebas eléctricas finales:

Movilización del personal técnico, materiales, herramientas y equipos de prueba, Inspeccionar y analizar el registrador de impactos, inspección, verificación y check list de partes y desempaque de los mismos, armado de accesorios con grúa, pruebas de punto de rocío del transformador, aplicación de proceso de alto vacío a la cuba del Transformador, proceso de termo vacío y llenado de aceite dieléctrico mediante evacuación de humedad, gases, acidez y sustanciales volátiles presentes en el aceite, pruebas de hermeticidad, pruebas eléctricas finales, pruebas funcionales accesorios y cableados, extracción y análisis de aceite (Fisicoquímico y Cromatografico) del transformador y elaboración de informe técnico.

e) Cableado y codificación del enlace entre el transformador de potencia y del tablero de regulación automática del conmutador bajo carga y replanteo de planos “as built”.



f) Estudios de Ajuste y coordinación de protecciones propias y eléctricas del Transformador, incluye pruebas eléctricas de puesta en servicio

g) Adecuaciones de Instalaciones-Obras metal mecánicas - Suministro de materiales y mano de obra de terceros para el tendido del cable de energía, y conexionado de cable de alta tensión para alimentar al Transformador.

En ese sentido, solicita incluir la inversión por rotación de transformadores a ejecutar en PIT 2013-2017.


Según lo ya señalado en el análisis de la Opinión 1, la remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador.

Asimismo, la rotación de transformadores en función a la evolución de la demanda, es práctica común en la operación de las redes de transmisión a fin de dar una eficiente utilización al transformador durante su vida útil, con el consecuente beneficio no sólo de optimizar nuevas inversiones sino, principalmente, de reducir las pérdidas en la transformación cuando se mantienen algunos de estos equipos innecesariamente sobrecargados cuando pueden ser rotados con otros que podrían estar siendo subutilizados en otra parte de la red.

Obviamente que el transformador rotado deberá ser sometido a las pruebas correspondientes antes de ser conexionado en su nueva ubicación y complementariamente verificar la coordinación de la protección; actividades típicas y usuales propias de la operación y mantenimiento de la transmisión eléctrica. Las cuales definitivamente no constituyen nueva inversión, pues como está dicho en el primer párrafo de esta sección, estas actividades ya fueron consideradas en la valorización del módulo de transformación en la oportunidad en que se implementó como nueva inversión.

Además, conforme al Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Plan de Inversiones esta constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Por lo que no correspondería incluir como costo del Plan de Inversiones las rotaciones de los transformadores que ya se encuentren en operación.

Por tanto, los costos por la rotación de transformadores no forman parte de los costos para la implementación de una nueva instalación, en consecuencia no corresponde establecer un módulo estándar de inversión para esta actividad.

Conclusión No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 15.

ENSA observa que es materialmente imposible implementar todas las nuevas bahías en 60 kV contempladas en el Plan de Inversiones 2013-2017, sobre la actual ubicación de



la SE Motupe, por lo que se debe considerar la implementación de una nueva subestación de maniobra en otra ubicación próxima a la existente.

Como argumento indica que la actual subestación Motupe se encuentra a la altura del km 66 de la carretera panamericana antigua, limita por la izquierda y atrás con viviendas habitadas, tiene un frontis de 22 x 28 m, haciendo físicamente no viable la implementación de las celdas consideradas en la prepublicación.

Además, agrega ENSA, existe malestar de la población por estas instalaciones, lo que ha sido puesto de manifiesto a los medios de comunicación. Adjunta en Anexo 6: Recorte Periodístico de lo expresado por la población de Motupe.

AR

EA

536.74 m²

PORTICO 60kV

En ese sentido, solicita considerar no una ampliación de la SET Motupe, si no la instalación de una nueva subestación de maniobras en 60 kV próxima a la actual SET Motupe, donde no existe disponibilidad de terrenos para ejecutar dicha ampliación.


Al respecto, se ha verificado que la nueva configuración de barras 60 kV en la SET Motupe, necesitaría un área de terreno adicional equivalente a 2867 m2 (61x47m), sin embargo el área actual de la SET Motupe cuenta con 592,87 m2 (27,55x21,52m) aproximadamente, por lo que independientemente de una nueva ubicación que podría requerirse para esta SET, se está procediendo a reconocer un costo de terreno adicional



por un área de 2274.12 m2 así como los costos comunes inherentes a las celdas 60 kV consideradas en la PREPUBLICACIÓN.

Conclusión


Opinión 16.

ENSA manifiesta haber comprado un transformador 60/22,9/10 kV de 9/9/3 MVA, según el Plan de Inversiones 2009-2013 aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 141-2009-OS/CD. Adjunta contrato compra-venta en Anexo N° 07 de sus opiniones y sugerencias.

Sin embargo, agrega, según el Anexo D del informe Nº 0112-2012-GART que sustenta el Plan de Inversiones 2013-2017 prepublicado, para la SET Pampa Pañala se ha considerado un transformador de 30 MVA y sólo 2 celdas de alimentador (2013 y 2014), los cuales resultan insuficientes para atender la carga de 38 Has. de tierra agrícola que es el área de influencia de la SET Pampas de Olmos.

Argumenta ENSA que, si bien es cierto que no se ha culminado la venta de la totalidad de las tierras de Olmos, en las 2 subastas públicas realizadas, estando condicionado el inicio de las inversiones por parte de los propietarios a la culminación de la venta total de terrenos; los alimentadores deberán incrementarse de acuerdo a la potencia y nivel de tensión de las cargas por atender, considerando que cada alimentador atienda a lo mucho 7,5 MW.

Asimismo, solicita que lo prepublicado para la futura SET Pampa Pañala (transformador de 30 MVA, celda línea-transformador 60 kV, celda de transformador 23 kV y celda de alimentador) sean considerados para el año 2014 y; la inversión del transformador de potencia de 9 MVA sea reconocida como un transformador de reserva.


ENSA, en el estudio presentado como sustento de su propuesta de Plan de Inversiones 2013-2017, propone en la SET Pampa Pañala la implementación de 3 celdas de alimentación en 22,9 kV para los años 2013, 2014 y 2018, razón por la cual OSINERGMIN consideró la misma cantidad de celdas para los años propuestos por ENSA.

No obstante, dada la sugerencia de considerar 7,5 MW como carga máxima por alimentador, se determinará la cantidad adecuada de alimentadores considerando su oportunidad de implementación según la evolución de la demanda.

Respecto a la postergación de la obra de la SET Pampa Pañala del año 2013 al año 2014, se tomará en cuenta dicha postergación toda vez que conforme indica ENSA, no se ha culminado con la venta de la totalidad de las tierras del proyecto Olmos.

Respecto al transformador de reserva de 9 MVA, su requerimiento y magnitud será parte del análisis a efectuarse para determinar el Plan de Inversiones 2013-2017.

Conclusión




Opinión 17.

Observa ENSA que en el PIT 2013-2017 se considera para el año 2013 el ingreso de la LT 60 kV La Viña – Motupe, lo cual considera prematuro teniendo presente que no se ha culminado con la venta de la totalidad de las tierras de Olmos (en las 2 subastas públicas realizadas), estando condicionado el inicio de las inversiones por parte de los propietarios a la culminación de la venta total de terrenos.

En ese sentido, solicita considerar que la LT 60 kV La Viña – Motupe ingrese en el año 2014.


Se tomará en cuenta lo solicitado por ENSA, en el sentido de postergar la puesta en servicio de la LT 60 kV La Viña-Motupe, dado que está condicionada al ingreso de la Nueva SET Pampa Pañala, la que a su vez está en función a la culminación de la venta total de las tierras de Olmos.

Sin embargo la oportunidad en que se requieren las instalaciones será determinada según los resultados del planeamiento de la expansión de las redes de transmisión para la atención adecuada de la demanda proyectada.

Conclusión


Opinión 18.

Observa ENSA que en el PIT 2013-2017 prepublicado, se considera el ingreso de la LT 60 kV Motupe – Pampa Pañala para el año 2013, lo cual resulta prematuro considerando que no se ha culminado con la venta de la totalidad de las tierras del proyecto Olmos, estando condicionado el inicio de las inversiones por parte de los propietarios a la culminación de la venta total de terrenos.

En ese sentido, solicita considerar que la LT 60 kV Motupe – Pampa Pañala y subestación, ingrese en el año 2015.


Teniendo en cuenta las dos opiniones anteriores la postergación estaría referida para el año 2014, por lo que se entiende que la postergación para el año 2015 de la LT 60 kV Motupe-Pampa Pañala se trataría de un error.

No obstante, como ya está dicho en el análisis de la opinión anterior, la oportunidad en que se requieren las instalaciones será determinada según los resultados del planeamiento de la expansión de las redes de transmisión para la atención adecuada de la demanda proyectada.

Conclusión

Hecha la aclaración, se acoge parcialmente esta opinión por las razones expuestas en el análisis anterior.



Opinión 19.

ENSA observa que según el Anexo D del informe Nº 0112-2012-GART, para la SET Chiclayo Sur (Reque) se considera un transformador 220/60/10kV ¿¿22,9??y 5 alimentadores en 22,9 kV, todos para el año 2014.

Al respecto, solicita que el transformador de potencia sea de 220/60/22,9/10 kV, siendo el cuarto devanado de compensación, pudiéndose implementar para el año 2014 dos alimentadores en 22,9 kV y para el año 2016 se implementarían los alimentadores restantes.

Como sustento de su solicitud, argumenta que el devanado de compensación es necesario para disminuir los efectos del tercer armónico que se presenta con la conexión estrella – estrella, mientras que el devanado 22,9 kV no puede ser en configuración delta debido a la presencia de cargas monofásicas MRT que se alimentarían desde esta SET.

Asimismo, agrega ENSA, la implementación de los nuevos alimentadores está ligada a la inversión en distribución y al requerimiento de la demanda, por lo que los nuevos alimentadores se implementarían conforme a la necesidad.


Respecto al transformador en la SET Chiclayo Sur, OSINERGMIN ha considerado para el año 2014 un transformador 220/60/22,9 kV de 30 MVA, sin embargo debido a que ENSA indica que la conexión delta del devanado 22,9 kV no es posible por la presencia de cargas monofásicas MRT que se alimentarían desde dicha SET, cabe indicar que los transformadores aprobados en el Plan de Inversiones representan a un estándar que no necesariamente recoge todas las particularidades existentes en los sistemas eléctricos.

Respecto a la cantidad de celdas consideradas en 22,9 kV, se tomará en cuenta la sugerencia de ENSA.

Conclusión


Opinión 20.

ENSA indica que no se ha contemplado las celdas de llegada de las líneas existentes de propiedad de PEOT (L-6032 y L-6033) en la SE Illimo, para el esquema de operación mostrado en el Anexo C del informe N° 0112-2012-GART.

En ese sentido, se solicita confirmar si el esquema contempla o no la implementación con celdas completas en la subestación Illimo, las cuales no existen en la actualidad.


La nueva configuración en la SET Illimo, fue parte de la propuesta de ENSA en el Plan de Inversiones 2013-2017, el cual no contempla las celdas de llegada de las líneas existentes de propiedad de PEOT.

No obstante, debido a la solicitud realizada se analizará su necesidad y se determinará el equipamiento correspondiente.



Conclusión

Se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.

Opinión 21.

ENSA señala que, según el Plan de Inversiones prepublicado, se da de Baja a la celda línea – transformador 60 kV de la SET La Viña, sin considerar que este equipamiento puede ser reutilizado sin incurrir en mayores costos.

En ese sentido, solicita no dar de Baja a esta celda ya que se recuperará y se empleará como celda de transformación en la SET Illimo.


La Baja de la celda línea–transformador en la SET La Viña, está condicionada a la entrada en operación de la LT 60 kV Illimo-La Viña, fecha en la cual se consideran dos celdas de línea para LT 60 kV Illimo-La Viña, 01 celda de línea para la LT 60 kV La Viña-Motupe y 01 celda de transformación en 60 kV para el transformador en la SET La Viña.

Respecto a la posible rotación de dicha celda (candidata a la Baja) a la SET Illimo, se tomará en cuenta para la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, la cual entrará en reemplazo de la celda de transformación aprobada para el año 2012 en la SET Illimo.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según

información de Titulares

OSINERGMIN-GART Informe N° 0275—2012-GART


NIVELES DE TENSION

SISTEMA ELECTRICO DE ELECTRONORTE

GERENCIA DE DISTRIBUCION

ELECTRONORTE S.A.

UNIDAD CONTROL DE OPERACIONES / CCO

DIAGRAMA UNIFILAR

SISTEMA ELECTRICO DE ELECTRONORTE

L E Y E N D A E Q U I P O S



Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según

análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN-GART Informe N° 0275—2012-GART


Flujo Carga Balanceada

Nodos

Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV]

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

Ramas

Potencia Activa [MW]

Potencia Reactiva [Mvar]

Nivel de Carga [%]

Terminal

Tensión Línea-Línea, Mag

Tensión, Magnitud [p.u.]

Tensión, Ángulo [deg]

OSINERGMIN

PowerFactory 14.0.523

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

ALTERNATIVA 01

2022

Proyecto:

Gráfica: AREA_02

Fecha: 6/07/2012

Anexo:

Tramitar Baja(Año 2012)

TP 20MVA (2016)

Baja Celda LT60kV_2017

Nue

va T

P15

MV

A(2

017)

PI 2009-2013: 9.32Km(2010)REP:26.12km(2016)

Traslado 10%SECHO10kV_2014

C-216

Traslado 8.5%SECHO10kV_2012

Traslado 10%SECHO10kV_2012

Traslado 15%Lamb10A_2014

PI:0

9/13

, 60/

10 k

V.

30 M

VA

(20

11)

EN

SA

:60/

23/1

0 kV

30M

VA

(20

12)

Cp 1x3MVAR(2014)

Nue

va T

P15

MV

A(2

014)

Traslado 50%BAGUA10(2020)

No tiene celda

LT 6032 Y 6033 salen y llegan a una misma celda

LT 120mm2, 21.09km(2014)

La sobrecarga del TPes por la Demanda

en 22.9kV.

Rot

ado

de P

omal

ca(2

020)

Tramitar Baja(Año 2019)

TP

_15

MV

A (

2019

)

TP_15MVA(2018)

Cp 1x3 MVAR(2016)

Traslado de Bagua2340% de carga(2015)10% de carga(2020)

Cp 1x2 MVAR(2015)

Cp 1x3 MVAR(2014)

Traslado 10%SET CHSUR(2014)

Traslado 20%SET CHSUR(2014)

Nue

va S

ET

PP

añal

a30

MV

A(2

014)

Rot

ado

de S

EC

HO

(201

2)

Nue

va S

ET

CH

SU

R22

0/60

/22.

9kV

30/3

0/30

MV

A (

Año

201

4)

LT 240mm2, 29.4km(2014)

LT 120mm2, 24km (2012)

AREA 2_2022

35/3

2/3

MV

A (

2008

)

PI:240mm2 AAAC - 67Km (2009)APS:63.4km

PI:240mm2 AAAC - 86Km (2009)APS:90.2km

30M

VA

(20

10)

17.5

MV

A (

2007

)

9/9/

3 M

VA

(20

11)

NUEVA SET CUTERVO138/22.9/13.2kV

10/10/3MVA (2010)

Rot

ado

de S

ELa

mb

a S

EM

otup

e(20

19)

Nue

va S

ET

LA

MS

UR

25 M

VA

(20

12)

PI 2009-2013: 9.32Km(2010)PO:11.60km(2012)

100/

100/

20 M

VA

(20

12)

Elementos no Aprob. en el PI

Repotenciado o Rotado

Nuevo (2009-2013)

2010

20/20/6.6MVA (2009)

9/9/

3 M

VA

(20

08)

Cam

bio

AA

AC

240

mm

2 (2

011)

Cam

bio

AA

AC

240

mm

2 (2

011)

2da

Ter

na G

uada

lupe

Chi

clay

o A

dend

a N

° 9

RE

P (

Feb

-201

2)

2da

Ter

na C

hicl

ayo

Piu

ra A

dend

a N

° 6

RE

P (

Jun-

2011

)

CHOLM0044.861.0017.43

CHOLM06059.600.99

162.33

BAGUG010

BAGUG060

CACLIC138

BAGUA138

CHISU02323.491.038.07

CHISU06061.791.03

158.63

CH

SU

R22

02

24

.06

1.0

21

61

.12

GUADA220A226.21

GUADA220B226.211.03

162.69

PPAÑA023

23.441.02

149.40

PPAÑA06055.680.93

153.47

LAMBS06061.621.03

155.82

LAMBS02323.371.02

154.72LAMBS01010.11

1.013.29

CTJAE004

LPELO004

4.161.00

-146.99

LPELO010

10.461.05-0.10

JAEN010

10.461.05-2.68

OLM

OS

023

23

.47

1.0

21

55

.49

QUAND023

23.361.02

149.59

JAEN023

23.811.04

146.14

CHQUA002

2..

.1

...

2..

.

NJAEN023

23.071.01-2.07

MOTUP010

10.001.007.42

LAMBA06061.371.02

155.75

CHICN01010.080.960.79

CHICN06061.261.02

155.09

NINA220229.781.04

163.38

CUTER01313.171.001.30

CUTER023 23.001.00

152.71

CUTER138138.731.01

154.00

CARHQ02323.551.03

155.15

CARHQ138142.351.03

155.64

CARHQ220224.581.02

161.41CARH5

4.040.97

-138.59

CARH4_19.951.0011.41

CARH49.951.00

11.41

CARH5B9.951.0011.41

CARH39.961.0011.41

CARH210.201.02

14.49

CARH110.201.0214.49

CARHQ220

224.581.02

161.41

CAYAL0109.550.96-3.76

CAYAL02322.660.99

149.93TUMAN010

9.870.99-3.32

TUMAN02323.521.02

150.59

TUMAN06059.640.99

153.03 CAYAL06059.110.99

152.28

POMAL01010.051.014.19 POMAL023

22.270.97

149.31

MOTUP02322.290.97

155.23

MUYO060

58.780.98

148.10

BAGUA60

57.640.96

147.40

JAE

N06

0

60.421.01

148.24

NJAEN060

60.591.01

148.28

BAGUA023

21.580.94

130.32

MUYO004

4.241.020.72

NJA

EN

138

132.700.96

152.04

BAGUA0109.890.99

-11.35

MUYO02323.081.01

148.77

LAVIN06058.950.98

157.35

ILLIM060

60.071.00

156.33

OLMOS01010.201.024.65

LAMBA10A10.261.034.73

OCCID06057.310.96

157.87

OLMOS060 57.470.96

158.01

MOTUP060 58.490.97

158.70

POMAL06060.221.00

153.79

OCCID0109.690.976.79

LAVIN01010.221.025.40

ILLIM0109.920.995.11

OCCID02.. 22.230.97

157.21

ILLIM02322.830.99

154.08

SECHO10A9.820.98

176.58SECHO10B

9.820.98

176.58

SECHO060

SECHO220223.491.02

160.85

SECHO10C10.370.993.61

SVCCH00..8.411.05

126.77

6.7

92

.23

13.102.7589.16

-5.56-1.8389.16

-7.53-0.4989.16

0

6.112.01

5.201.71

-13.14-1.8463.99

-5.2

0-1

.71

63

.99

18.344.34

63.99

0

13.775.75

99.14

-13.74-4.5299.14

-0.000.0099.14

0

10

.03

8.0

26

6.7

9

-9.9

6-6

.94

66

.79

-0.00-0.0066.79

-10

3.001.09

23.98

-2.98-0.9823.98

-1

8.905.1568.10

-6.79-2.2368.10

-2.1

1-2

.39

68

.10

-2

24.84-0.1744.15

-24.321.4544.15

24.84-0.1744.15

-24.321.45

44.15

G~

50.004.32

80.30

-24.840.1762.73

25.002.1662.73

-24.840.17

62.73

25.002.16

62.73

-2

0.00-3.14

3

0.00-3.14

3

18.886.21

19

.00

7.4

96

6.8

3

-18.88-6.2166.83

-0.00-0.0066.83

-3

-38

.79

-11

.71

22

.12

40.781.36

22.12

29

.29

7.9

71

6.8

1

-28.83-10.5916.81

29

.29

7.9

71

6.8

1

-28.83-10.5916.81

-38

.79

-11

.71

22

.12

40.781.3622.12

0.050.040.00

24.555.27

45.60

-23.75-3.2245.60

-3.175.28

17.75

3.27-5.1717.75

-3.645.2132.11

3.73-5.3332.11

0.85-6.8333.69

-0.746.72

33.69

-0.305.8316.50

0.39-5.7116.50

23.757.81

23.753.22

145.28

-0.0

00

.00

14

5.2

8

-23.75-1.52

145.28

-8

4.336.0112.83

-4.32-6.0512.83

2.310.76

2.080.68

G~

4.064.2350.45

0.050.71

50.45

-4.10-4.8350.45

-2

-2.802.4889.28

2.80-2.2289.28

0

G ~

1.40-1.1189.28

G ~

1.40-1.1189.28

-1.341.3014.73

1.4

0-1

.24

14

.73

-1.341.30

14.731.40-1.2414.73

6.792.23

-0.120.462.21

0.15-0.612.21

-0.120.462.21

0.15-0.612.21

G~ 1.2

0-0

.20

74

.90

G~ 1.2

0-0

.20

74

.90

21.337.90

88.59

-15.22-5.0088.59

-6.11-2.0188.59

0

2.5

90

.85

5.182.03

89.12

-2.59-0.8589.12

-2.5

9-0

.85

89

.12

-8

3.421.12

-2.3

80

.53

68

.51

2.4

0-0

.39

68

.51

0

26.6412.3825.18

-26.64-12.4025.18

12.999.4161.16

-12.96-9.3861.16

-1.25-4.8714.21

1.334.96

14.21

15.225.00

0

1.78-1.3326.09

-1.761.4226.09

-1

25.9014.5050.19

-25.67-13.9150.19

2.980.98

-43.85-15.9180.66

44.4217.5380.66

17.145.49

100.75

-17.06-4.03

100.75

-1

-28.67-6.1998.34

28.868.63

98.34

-1

59.9319.70

-0.00-4.61

0.000.00

2

-0.00-3.00

3

-43.85-15.9180.66

44.4217.5380.66

47.7312.1429.51

-46.27-27.7029.51

12.20-0.2711.48

4.481.498.55

-4.46-1.708.55

13.345.0525.15

-13.28-4.9225.15

2.870.94

20.5011.0446.97

-20

.07

-16

.04

46

.97

23.718.2846.05

-23.40-12.0946.05

2.901.0530.64

-2.87-0.9430.64

-0.00-0.0030.64

-1

26.6412.4099.96

-2.93-0.9699.96

-23.71-8.2899.96

-4

G~

2.930.96

-12.81-10.6214.33

12.84-3.3614.33

0.000.010.21

-0.00-0.010.21

-0.00-0.000.01

0.00-0.000.01

-0.00-0.000.01

0.00-0.000.01

0.000.010.23

-0.00-0.000.23

1

G~

0.020.130.48

-0.00-0.010.48

1

G~

0.030.050.17

-0.00-0.000.17

1

G~

20.005.84

64.57

-19.77-4.6058.37

20.005.84

58.37

1

G~

G~

20.005.8464.57

-19.77-4.6058.37

20.005.8458.37

1

4.461.7053.78

-4.44-1.4653.78

-0.00-0.0053.78

-2

4.401.7252.81

-3.96-1.3052.81

-0.41-0.1352.81

-5

4.401.7252.81

-3.96-1.3052.81

-0.41-0.1352.81

-5

4.441.46

0.810.27

7.932.61

13.744.52

-81.93-35.5091.52

82.1543.5291.52

-5

-9.19-5.4461.00

9.266.2461.00

-2

7.352.42

7.352.9590.27

-7.35-2.4290.27

-0.000.0090.27

-2

-5.18-2.0327.95

-6.6

6-4

.55

32

.31

6.9

34

.48

32

.31

10

.03

8.0

26

6.7

9

-9.9

6-6

.94

66

.79

-0.00-0.0066.79

-10

7.042.31

10.465.98

104.51-3.42-1.12

104.51

-7.04-2.31

104.51

-4

-3.86-1.1758.81

3.861.3658.81

-1

1.140.4279.36

G~

2.500.8975.04

G~

2.500.89

75.04

1.140.37

-3.80-1.4316.27

3.861.1716.27

11.2210.0636.09

-10.82-10.4236.09

-4-5.57-1.8334.51

5.572.0434.51

-20.00-1.00

1

0.910.104.88

-0.91-0.334.88

6.172.0432.41

27.3311.5251.34

-27.11-10.8051.34

5.561.83

5.571.83

2.590.85

3.531.16

7.532.47

0.910.30

31.4810.35

0.910.33

14.49

-0.91-0.3014.49

-0.000.0014.49

-2

-3

14.366.19

87.52

-14.20-4.8687.52

-2

-40.42-18.3790.55

-0.00-0.0090.55

40.4221.9590.55

-5

-40.42-18.3790.55

40.4221.9590.55

-0.00-0.0090.55

-5

G~

G~

G~

G~

2

SVS

-0.00-1.81

9.203.72

54.19

-9.14-3.0754.19

-1

-0.001.815.74

0.03-1.695.74

G~

12.16-0.2811.52

47.6712.2729.57

-46.24-27.9229.57

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-

2013



CUADRO D1 – Área de Demanda 2 INVERSIONES NO INCLUIDAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

JUSTIFICADAS PONERSE EN SERVICIO HASTA ANTES DE MAYO 2013 (1) Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

Inversión US$

2012 ENSA Celda Transformador SET CHICLAYO OESTE CE-023COU1MCISBTR1 52 708

2012 ENSA Celda Alimentador SET CHICLAYO OESTE CE-023COU1MCISBAL1 31 974

2012 ENSA Celda Línea Transformador SET LAMBAYEQUE SUR CE-060COR1C1ESBLT2 218 287

2012 ENSA Celda de Transformador SET LAMBAYEQUE SUR CE-023COR1C1ESBTR1 52 469

2012 ENSA Celda de Transformador SET LAMBAYEQUE SUR CE-010COU1MCISBTR1 77 487

2012 ENSA Celda Alimentador SET LAMBAYEQUE SUR CE-010COU1MCISBAL1 45 175


2012 ENSA Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 25 MVA SET LAMBAYEQUE SUR TP-060023010-025CO1E 1 260 021

2012 ENSA Celda de Transformador SET MOTUPE CE-060COR1C1ESBTR2 117 247

2012 ENSA Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 9 MVA SET OLMOS TP-060023010-009CO1E 470 414

2012 ENSA Celda Transformador SET OLMOS CE-023COR1C1ESBTR1 34 890

2012 ENSA Celda Alimentador SET OLMOS CE-023COR1C1ESBAL1 43 703

TOTAL 2 449 550

(1) Aprobados en el marco de lo establecido en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE

CUADRO D2 – Área de Demanda 2 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

REPROGRAMADOS PARA EL PERÍODO 2013-2017 Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

Inversión US$

De 2010 a 2016 ENSA Celda de Línea a Illimo SET LAMBAYEQUE CE-060COR1C1ESBLI2 151 206

De 2010 a 2016 ENSA LAMBAYEQUE - ILLIMO LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 882 888

TOTAL 1 034 093

CUADRO D3 – Área de Demanda 2 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013

QUE YA NO SON REQUERIDOS EN EL PERÍODO 2013-2017

Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar Inversión

US$

2010 ENSA Transformador de Potencia 60/10 KV – 25 MVA SET LAMBAYEQUE TP-060010-025CO1E 732 163

2011 ENSA Celda de Alimentador SET PAMPA DE OLMOS CE-023COR1C1ESBAL 79 235

2011 ENSA Celda de Alimentador SET PAMPA DE OLMOS CE-023COR1C1ESBAL 79 235

2011 ENSA Celda de Línea Transformador SET PAMPA DE OLMOS CE-060COR1C1ESBLT 261 193

2011 ENSA Celda de Transformador SET PAMPA DE OLMOS CE-023COR1C1ESBTR 58 659

2011 ENSA OLMOS-PAMPA DE OLMOS LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 795 751

2011 ENSA Transformador de Potencia 60/23 KV – 9 MVA SET PAMPA DE OLMOS TP-060023-009CO1E 547 694

TOTAL 2 553 930



Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017 determinado por OSINERGMIN (Incluye programación de

Bajas)



CUADRO E1 – Área de Demanda 2

PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 (NUEVAS INSTALACIONES) Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

Inversión US$

2013 ENSA Celda de Línea a La Viña SET ILLIMO CE-060COR1C1ESBLI2 150 800

2013 ENSA Celda de Línea a Illimo SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI2 150 800

2013 ENSA Celda de Línea a Illimo SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI2 150 800

2013 ENSA Celda de Transformador SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBTR2 117 247

2013 ENSA Celda de Línea a Motupe SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI2 150 800


2013 ENSA ILLIMO - LA VIÑA LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 811 229

2014 ENSA Celda Transformador SET CHICLAYO SUR CE-220COU1C1ESBTR4 501 993



2014 ENSA Celda Alimentador SET CHICLAYO SUR CE-023COU1MCISBAL1 65 080


2014 ENSA Transformador de Potencia 220/60/10 kV, 30 MVA

SET CHICLAYO SUR TP-220060023-030CO1E 2 260 087

2014 ENSA Celda de Línea a Motupe SET LA VIÑA CE-060COR1C1ESBLI2 150 800

2014 ENSA Celda Alimentador SET LAMBAYEQUE SUR CE-023COR1C1ESBAL1 43 703

2014 ENSA Celda de Línea a La Viña SET MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 231 003

2014 ENSA Celda de Línea a Deriviación Olmos SET MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 231 003

2014 ENSA Celda de Línea a La Viña SET MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 231 003

2014 ENSA Celda Compensador SET MOTUPE CE-010COR1C1ESBCC1 52 076

2014 ENSA Banco Capacitor 10 kV, 3 MVAR SET MOTUPE SC-010CO1BPEV-0001-3 99 487

2014 ENSA Celda de Línea a Pampa Pañala SET MOTUPE CE-060COR1C1ESBLI2 231 003

2014 ENSA Celda de Línea Tranformador a Motupe SET PAMPA PAÑALA CE-060COR1C1ESBLT2 269 422

2014 ENSA Celda Transformador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBTR1 64 761

2014 ENSA Celda Alimentador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBAL1 81 120

2014 ENSA Celda Alimentador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBAL1 81 120

2014 ENSA Celda Compensador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBCC1 84 907

2014 ENSA Compensador 3 MVAR Pampa Pañala SET PAMPA PAÑALA SC-023CO1BPEV-0001-3 124 028


SET POMALCA TP-060023010-015CO1E 622 251

2014 ENSA LA VIÑA - MOTUPE LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 712 868

2014 ENSA MOTUPE - PAMPA PAÑALA LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A 1 208 145


2016 ENSA Celda de Línea a Cutervo SET NUEVA JAÉN CE-138SER1C1ESBLI3 295 493

2016 ENSA Celda de Transformador SET NUEVA JAÉN CE-138SER1C1ESBTR3 178 413


SET NUEVA JAÉN TP-138060023-020SE1E 912 988

2016 ENSA Celda Transformador SET NUEVA JAÉN CE-060SER1C1ESBTR2 126 816




2016 ENSA Celda de Línea a Lambayeque SET ILLIMO CE-060COR1C1ESBLI2 150 800

2016 ENSA Celda de Línea a Lambayeque Sur SET LAMBAYEQUE CE-060COR1C1ESBLI2 151 206

2016 ENSA Celda Compensador SET PAMPA PAÑALA CE-023COR1C1ESBCC1 84 907

2016 ENSA Compensador 3 MVAR Pampa Pañala SET PAMPA PAÑALA SC-023CO1BPEV-0001-3 124 028

TOTAL 11 556 834



CUADRO E2 – Área de Demanda 2

ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2009-2013 REPROGRAMADOS PARA EL PERÍODO 2013-2017

Año Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar Inversión US$

2016 ENSA Celda de Línea a Illimo SET LAMBAYEQUE CE-060COR1C1ESBLI2 151 206

2016 ENSA LAMBAYEQUE - ILLIMO LÍNEA LT-060COR0PMS0C1120A 882 888

TOTAL 1 034 093

CUADRO E3 – Área de Demanda 2 PROGRAMACIÓN DE BAJAS

Titular Nombre Elemento Año

ENSA Transformador de Potencia de 1,6 MVA, 60/10 kV, SET AT/MT OLMOS 2012

ENSA Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET AT/MT ILLIMO 2017

ENSA Transformador de Potencia de 6 MVA, 60/10 kV, SET AT/MT MOTUPE 2019



Anexo F Cuadros Comparativos



Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA

ÁREA DE DEMANDA 2

Año

ENSA Prepublicación OSINERGMIN Publicación OSINERGMIN

GWh (%)DGWh GWh (%)DGWh GWh (%)DGWh

(A) (C) (C)

2010 616,48 619,04 619,04

2011 661,19 7,25% 678,18 9,55% 672,13 8,58%

2012 708,38 7,14% 746,61 10,09% 736,90 9,64%

2013 779,46 10,03% 843,50 12,98% 840,07 14,00%

2014 907,13 16,38% 933,71 10,69% 940,69 11,98%

2015 963,69 6,24% 995,26 6,59% 1 025,71 9,04%

2016 1 023,87 6,24% 1 057,76 6,28% 1 094,73 6,73%

2017 1 087,89 6,25% 1 120,82 5,96% 1 164,78 6,40%

2018 1 156,02 6,26% 1 216,28 8,52% 1 267,68 8,83%

2019 1 228,52 6,27% 1 265,29 4,03% 1 324,55 4,49%

2020 1 305,68 6,28% 1 315,17 3,94% 1 382,68 4,39%

2021 1 387,81 6,29% 1 365,90 3,86% 1 442,03 4,29%

2022 1 475,22 6,30% 1 417,50 3,78% 1 502,58 4,20%

Aprobación del Plan de Inversiones 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE INVERSIONES ANUALES (SCT)- TOTAL ÁREA DE DEMANDA 2

(US$)

Año Propuesta Propuesta OSINERGMIN OSINERGMIN

Inicial Final Pre-

publicación Publicación

D/A -1 D/B -1 D/C -1

(A) (B) (C) (D)

2011 12 311 250 780 097

2012 757 591 4 112 734 712 074 2 449 550

223,3% -40,4% 244,0%

2013 3 170 210 6 777 353 7 431 816 1 561 716

-50,7% -77,0% -79,0%

2014 11 606 883 11 852 838 2 059 721 7 745 185

-33,3% -34,7% 276,0%

2015 2 360 523 182 314 30 039

-98,7% -83,5%

2016 774 837 19 694 821 2 285 630 3 253 987

320,0% -83,5% 42,4%

TOTAL 30 981 294 43 217 843 12 671 555 15 040 478

-51,5% -65,2% 18,7%



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por los Titulares como sustento de su propuesta de Plan de Inversiones en Transmisión para el período 2013 – 2017 (01 de setiembre de 2011).

[2] Observaciones al Estudio presentado por los Titulares – OSINERGMIN (noviembre 2011).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas a los Estudios (enero 2012).

[4] Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD, mediante la cual se PREPUBLICÓ el proyecto de resolución que aprobaría el Plan de Inversiones en Transmisión del período 2013-2017 (abril 2012).

[5] Opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

[6] Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERGMIN para la determinación del Plan de Inversiones 2013 – 2017.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

Documents

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en ...planeamiento de expansión de la red de transmisión. A la fecha se han llevado a cabo las etapas de presentación de propuestas