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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0113-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión

para el Área de Demanda 3 Regulación para el período 2013-2017

(Prepublicación)

Lima, abril 2012

OSINERGMIN Informe N° 0113-2012-GART

Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 para el Área de Demanda 3 (prepublicación) Página 1 de 114

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 31, para el período mayo 2013 - abril 2017.

Electro Norte Medio S.A. (en adelante “Hidrandina”), Red de Energía del Perú S.A., Duke Energy Egenor S. en C. por A., Compañía Transmisora Andina S.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A., (en adelante y en conjunto “TITULARES”), son las empresas concesionarias que tienen instalaciones de transmisión en el Área de Demanda 3 y que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) remunerados por la demanda.

Para la elaboración del presente informe se han considerado los estudios técnico - económicos presentados por los TITULARES, las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones formuladas por OSINERGMIN, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN (en adelante “GART”) y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones correspondiente con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N° 28832) y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

1 Área de Demanda 3: Abarca los departamentos de La Libertad y Ancash, así como parte del

departamento de Cajamarca.

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



De los TITULARES, sólo Hidrandina y Consorcio Energético Huancavelica S.A. han presentado, por separado, los estudios que sustentan sus propuestas de Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 3, correspondiente al período 2013-2017.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la propuesta presentada por Hidrandina y Consorcio Energético Huancavelica S.A.:

♦ 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 incluidas en el Plan de Inversiones cuya responsabilidad de implementación serán asignadas a los Titulares del Área de Demanda 3.

♦ 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:

o Para el sistema eléctrico de Trujillo es indispensable, entre otras, la implementación de una nueva subestación 138/23/10 kV a fin de descargar la subestación Trujillo Sur, mientras que el eje Moche-Salaverry sería alimentado desde una nueva SET 60/33/10 kV.

o Con las obras previstas mediante Resolución Ministerial N° 198-2011-MEM/DM, se afianza adecuadamente el servicio eléctrico del sistema eléctrico de Cajamarca, en particular del sistema eléctrico Cajamarca-San Marcos-Cajabamba-Huamachuco, donde de incluirse las cargas mineras que reporta Hidrandina se tendría que la LT 60 kV Cajabamba-Huamachuco y la correspondiente transformación 60/22,9 kV en la SET Huamachuco, se requerirían para el año 2014 y no para el año 2015 como lo ha sido programado en el Plan de Electrificación Rural de la DGER del MINEM.

o A lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, para el sistema eléctrico del Callejón de Huaylas resulta necesario implementar en el año 2014 una nueva línea 60 kV Huaraz-Ticapampa a fin de atender el incremento de la demanda minera en esta zona, además del incremento de la capacidad de transformación en la SET Ticapampa.

o Las inversiones en el sistema Santiago de Cao-Malabrigo, no realizadas según estaban previstas en el Plan de Inversiones vigente, pueden ser convenientemente desplazadas hasta el año 2015.

En resumen, el Plan de Inversiones en el Área de Demanda 3, para el período 2013-2017, se muestra en el siguiente cuadro:



Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3 para el periodo 2013-2017

Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$)

Longitud de Línea (km)

Potencia de Transformación

(MVA)

Cantidad de Elementos

HIDRANDINA 34 238 574 141,8 463 70 AT Celda 2 213 785 - - 10

Línea 4 337 816 69,7 - 5

Transformador 4 286 414 - 108 6 MAT Celda 5 212 063 - - 16 Línea 4 059 549 72,2 - 4

Transformador 12 866 641 - 355 10

MT Celda 1 183 350 - - 18

Compensador 78 957 - - 1

MINEM 1 043 104

6 AT Celda 528 918 - - 2

MT Celda 391 269 - - 3 Compensador 122 918 - - 1

Total Área de Demanda 3 35 281 679 141,8 463 76

En el cuadro anterior están incluidas, además, las inversiones que los TITULARES han implementado desde setiembre 2011 o prevén poner en servicio antes de abril 2013 y que OSINERGMIN, como resultado de su análisis, ha encontrado procedentes en virtud a lo señalado en la Disposición Transitoria Única de la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD2.

Los valores mostrados en el cuadro anterior 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

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6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por las empresas Hidrandina y CONENHUA tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación ha tomado en cuenta el análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL, el cual 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 o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a evaluar la proyección de la demanda y a determinar el SER, dentro del marco regulatorio vigente, a fin de determinar el Plan de Inversiones de SCTD para el período mayo 2013-abril 2017.

Es del caso señalar que Hidrandina no ha presentado como parte de su PROPUESTA FINAL un nuevo informe donde se incluya todas las correcciones y análisis complementarios efectuados como resultado de la subsanación de las observaciones realizadas a la PROPUESTA INICIAL.

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].

6.1 Revisión de la Demanda

OSINERGMIN ha procedido a determinar la proyección de la demanda eléctrica del Área de Demanda 3, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el Estudio presentado por Hidrandina:



• 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 3.

• 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.

• Importantes demandas en MAT, Hidrandina las ha reportado a nivel MT.

• 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, en el período de análisis, es necesario que 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 han presentado Hidrandina y CONENHUA, como parte de la PROPUESTA FINAL, 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 Hidrandina y CONENHUA, éstas se han revisado con base a la demanda de cada cliente libre, registrada cada 15 minutos, que forman 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 3:



Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3

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 3, sólo se ha presentado las proyecciones de demanda de 3 Usuarios Mayores existentes; por lo que OSINERGMIN ha

Departamento Ventas por SET

( MWh) Factor de participación

La Libertad 762 966 59,34% Ancash 409 446 31,84% Cajamarca 113 394 8,82% TOTAL 1 285 807 100,00%



considerado que el consumo del año 2011, de los demás Usuarios Mayores, se mantiene constante durante el período de análisis.


NUEVAS DEMANDAS (MW) SET TENSION CLIENTE 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

GUADALUPE 60 CEMENTOS NORTE PACASMAYO 23,12 16,00 34,00 29,50 29,50 36,00 42,00 36,00 44,50 57,50

STGO DE CAO 13,2 TRUPAL 11,33 12,00 12,00 17,00 17,00 30,00 30,00 40,00 40,00 40,00

CAJABAMBA 60 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA 5,99 6,00 7,97 8,44 9,74 10,88 11,46 11,80 12,40 12,60 Nota: Se mantienen los mismos valores hasta el año 2022 (resto del período de análisis).

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 3, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:


NUEVAS DEMANDAS (MW) SET TENSION CLIENTE 2012 2013 2014 2015 2016

CAJABAMBA 22,9 MINERA MINASPAMPA 0,60 2,50 2,50 2,50 2,50

CAJABAMBA 22,9 PROYECTO MINERO "LA ARENA" 4,60 4,60 4,60 4,60

CONOCOCHA 22,9 MINERA HUALLANCA S.A. - CONTONGA - SAN MARCOS 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00

CONOCOCHA 22,9 EMPRESA MINERA PACHAPAQUI 2,50 2,50 4,00

TICAPAMPA 13,2 CIA. MINERA LINCUNA SAC 2,50 2,50 2,50 7,00 7,00

TRUJILLO SUR 10 COORPORACIÓN LINDLEY 4,00 6,00 6,00 12,00 12,00

PACASMAYO (*) 10 AGRICOLA SECTOR DURO BAJO 1,25 2,00 2,60 2,60 2,60

CHIMBOTE SUR 13,2 INMOBILIARIA LOS PORTALES 0,53 2,10 2,50 2,90 3,21

NEPEÑA (*) 13,2 PESQUERA DIAMANTE 0,13 1,60 2,70 3,50 3,50

TRAPECIO 13,2 ALTEKTRADING (TOTTUS, SAGA, RIPLEY)

0,79 3,85 5,09 5,49 5,49

TRUJILLO SUR-1 (*) 34,5 HWB INMOBILIARIA 0,48 2,60 2,60 2,60 2,60

Nota: A partir del año 2017, se mantienen los mismos valores. (*) Sin sustento – No se consideran para la proyección de la demanda

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 cada barra de 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 3, 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 1 215 642 1 655 3 512

2011 1 248 650 1 764 3 662 2012 1 248 732 1 957 3 936

2013 1 248 869 2 174 4 291 2014 1 249 857 2 331 4 437 2015 1 249 865 2 516 4 629 2016 1 249 913 2 643 4 804

2017 1 249 954 2 761 4 964 2018 1 250 968 2 925 5 143

2019 1 250 1 026 3 076 5 352 2020 1 250 1 110 3 207 5 567 2021 1 250 1 110 3 342 5 703 2022 1 251 1 111 3 481 5 842 TC 0,24% 4,68% 6,39% 4,33%

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 4,33%.

6.2 Planeamiento de la Transmisión

OSINERGMIN ha procedido a determinar el Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 3, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por Hidrandina:

• 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 los archivos electrónicos que permitan la trazabilidad de lo propuesto por Hidrandina.

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



6.2.1 Diagnóstico de la situación Actual

Según la información reportada por los Titulares de transmisión, las instalaciones del SST y SCT del Área de Demanda 3, a diciembre de 2011, son las que figuran en el Anexo B.

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 visita a las instalaciones de Hidrandina, en octubre 2011, se verificó entre otros aspectos, que:

Ancash

Con relación al sistema Huallanca-Huaraz-Ticapampa, se comprobó que la línea 220 kV Conococha-Kiman Ayllu enfrentaba problemas de servidumbre que evitaban su culminación según el cronograma establecido en el respectivo Contrato de Concesión, se tomó conocimiento también que Hidrandina venía coordinando con la concesionaria ATN Abengoa la instalación provisional de un transformador 10/66 kV de 18 MVA ONAF para abastecer la demanda eléctrica de la zona La Pampa-Pallasca y descargar así en aproximadamente 7 MVA el transformador 138/66 kV de 15/20 MVA ONAN/ONAF, de la SET Huallanca, desde el cual se atiende la demanda del Callejón de Huaylas; en la SET Ticapampa se había instalado un transformador 66/22,9/13,8 kV de 9/5/7 MVA ONAF, en coordinación con la empresa minera Lincuna y, el transformador de 5 MVA retirado sería trasladado a la SET Carhuaz según manifestaron los representantes de Hidrandina.

Por otro lado, según los cuadernos de operación se verificó que la demanda en las localidades de Nepeña, Casma y San Jacinto es muy reducida respecto a la capacidad del antiguo (año 1974) sistema 138 kV Chimbote Sur-Nepeña-Casma-San Jacinto, a través del cual se atiende eléctricamente dichas localidades; en la SET Trapecio se dispone de un transformador de respaldo del año 2006 que no puede utilizarse en esta SET, por no existir condiciones técnicas para que operen los dos transformadores en paralelo; en la SET Santa se ha instalado un nuevo transformador 138/22,9/13,8 kV, 25/13/18 MVA ONAF y la nueva LT 138 kV Chimbote 1-Santa se encontraba próxima a ponerse en servicio, faltando sólo la habilitación de la celda de línea 138 kV en la SET Chimbote 1; también se observó que las obras de las instalaciones en 500 kV que llegarán a la SET Chimbote 1 se encuentran en plena ejecución, tan es así que el equipamiento principal ya se encontraba en cancha; aún se mantienen algunos alimentadores 13,8 kV que parten de la SET Chimbote 2 y; en la SET Chimbote Sur no se está usando el devanado 66 kV del transformador 138/66/13,8 kV y algunos alimentadores 13,8 kV vienen operando con sobrecarga.

La Libertad

Se visitó la SET Chao 60/22,9/10 kV, 15/15/5 MVA ONAF, con 4 celdas de alimentador en 10 kV y 8 celdas de alimentador en 22,9 kV, totalmente nueva, próxima a ponerse en servicio a través de la nueva LT 60 kV Viru-Chao de

20,8 Km, con conductor AAAC 120 mm2. Según manifestó el representante de Hidrandina, se tiene previsto trasladar toda la carga que actualmente se



atiende de la SET Chao 33/10 kV existente, la cual está bajo la administración del Proyecto Especial Chavimochic (proyecto de riego).

En la SET Trujillo Sur operan 2 transformadores 138/10 kV de 30 MVA ONAF cada uno (uno de los cuales es del año 1969) y un transformador 138/60/10 kV de 60/24/36 MVA ONAF, que alimentan por separado 3 sistemas de barras en 10 kV que totalizan 20 celdas de alimentadores, a través de una de las cuales y un transformador 10/22,9 kV de 12 MVA ONAN se alimenta al Cliente Libre Lindley y a través de otra y un transformador 10/33 kV de 10 MVA ONAF se alimenta a las localidades de Moche y Salaverry.

Se visitó también la SET Trujillo Nor Oeste 138/23,8/10,5 kV de 60/24/36 MVA ONAF, puesta en servicio en diciembre de 2010 según mencionó el representante de Hidrandina como equivalente a la nueva SET Trujillo Oeste que se aprobó en el Plan de Inversiones vigente, desde la cual se viene alimentando sobre todo nuevas cargas en 22,9 kV y 10 kV, de la zona nor oeste de la ciudad de Trujillo.

En cuanto al anillo 34,5 kV Santiago de Cao-Casagrande-Paijan-Malabrigo, sólo se visitaron las SET’s Santiago de Cao y Malabrigo, observándose que a través de dicho anillo se alimentan principalmente cargas tipo agroindustrial, ya que los poblados que también se alimentan a través del mismo son de pequeña magnitud con respecto a dichas cargas agroindustriales.

Cajamarca

Se visitó la SET Huamachuco conformada sólo por celdas al exterior de 22,9 kV, donde la Compañía Minera Minaspampa ha instalado un Banco de Condensadores en 22,9 kV, de 2,5 MVAR, a fin de mejorar el perfil de tensiones a este nivel; la SET Cajabamba 60/22,9/10 kV, donde se comprobó que habían llegado los componentes del Banco de Condensadores (estaban encajonados) próximos a instalarse en esta SET según está aprobado en el Plan de Inversiones vigente; la SET Cajamarca donde viene operando desde el año 2010 un transformador 60/10 kV de 28 MVA ONAF, que ha sustituido a uno de 20 MVA ONAF y que aún está en esta SET sin uso, verificándose además que recientemente se han culminado las obras de las nuevas barras 60 kV (que pueden acoplarse a las barras existentes mediante un interruptor y dos seccionadores), implementadas con la finalidad de atender temporalmente parte de la carga de esta subestación a través de la línea 60 kV existente “Cajamarca Norte-Cajamarca” cuyo interruptor en la SET Cajamarca Norte normalmente se mantiene abierto.

Se observó que en la SET Cajamarca se implementó el indicado transformador 60/10 kV de 28 MVA, sin tener presente que se requería contar con el nivel de tensión 22,9 kV, tan es así que a partir de una celda 10 kV se alimenta un transformador elevador 10/22,9 kV para atender a través de una línea en 22,9 kV las localidades de Cospan, San Juan, Namora y Matará, entre otras.

En la SET Cajamarca Norte de CONENHUA, opera un transformador de 220/60/10 kV de 75/75/12,5 MVA ONAF, mediante el cual se atiende la demanda eléctrica de la Compañía Minera Yanacocha. Asimismo, se visualizó en esta SET el lugar (zona de las instalaciones 220 kV de la concesionaria ATN Abengoa) donde Hidrandina tiene previsto instalar un transformador 220/66/22,9 kV de 50/40/20 MVA ONAF para atender de manera definitiva la carga de los sistemas Cajamarca-San Marcos-



Cajabamba y Cajamarca-Celendín. Se prevé atender que del devanado en 22,9 kV de dicho nuevo transformador, la carga de Porcón que actualmente se alimenta a través de un transformador elevador 10/22.9 kV que a su vez se alimenta provisionalmente del devanado de 10 kV del actual transformador 220/60/10 kV de 75 MVA de propiedad de CONENHUA.

Bajo esta situación, se ha realizado el diagnóstico de las instalaciones existentes, mediante un cálculo de flujos de potencia al año 2011, resultando que los transformadores de dos devanados con mayor nivel de cargabilidad son los de las SET’s: Chao (137,84%), Moche (103,46%), Carhuaz (105,60%), Porvenir (118,40%) y Trujillo Sur (109,29%); mientras que los transformadores de tres devanados aún se mantienen con una adecuada cargabilidad, siendo los de las SET’s: Chimbote Sur (74,47%) y Trujillo Sur (60,30%) los de mayor valor. Asimismo, todas las líneas de transmisión reflejan un adecuado factor de utilización, siendo las de las líneas LT 138 kV Trujillo Norte-Porvenir y LT 220 kV Guadalupe-Trujillo Norte los mayores, con 0,94 y 0,59 respectivamente.

En cambio, para que converja el programa de cálculo de flujos de potencia del año 2017, además de considerar la operación continua de la central térmica de emergencia de Electroperú S.A. (ubicada en la SET Trujillo Norte), la puesta en operación de la nueva SET Chao (asumiendo 75% de carga de la actual SET Chao), cambio de posición de Tap’s en las SET Huallanca (+8) y Chimbote (+8); se ha supuesto un rechazo de carga en las SET’s Cajamarca (10%), Trapecio (50%) y Ticapampa (60% en devanado de 22,9 kV).

De esta manera se ha podido diagnosticar el sistema al año 2017, teniéndose como resultado lo siguiente: sobrecarga en los transformadores 33/MT kV de las SET’s Moche (213%), Salaverry (104,59%), Trujillo Sur (118%), Virú (137%), Casagrande 1 (172,84%), Guadalupe 2 (105%), La Florida (120%) y Otuzco (129%); en los transformadores 60/MT kV de las SET´s Carhuaz (188%), Pacasmayo (169%); en los transformadores 138/MT kV de las SET’s Porvenir (221%) y Trujillo Sur (201%); en los transformadores 138/60/23 kV de las SET´s Sihuas (110% en el devanado 60 kV), Trujillo Sur (122% en el devanado 138 kV y 153% en el devanado 10 kV), Chimbote Sur (135% en el devanado 13,8 kV) y Huallanca (188% en el devanado 138 kV y 173% en el devanado 66 kV); en los transformadores 66/23/10 kV de las SET’s Cajabamba (140% en el devanado 60 kV y 114% en el devanado 23 kV), Ticapampa (172% en el devanado 66 kV y 187% en el devanado 13,8 kV) y Huaraz (119% en el devanado 66 kV y 113% en el devanado 13,2 kV). Aparte de la sobrecarga que en este año se refleja en las SETs de cabecera 220 kV Guadalupe (138%) y Trujillo Norte (122%).

En cuanto a los niveles de tensión, según los resultados del análisis de flujos de potencia del año 2017, se identifican las siguientes barras con valores fuera de la banda ± 5% o al límite de la tensión nominal: Cajabamba60 (0,79 p.u.), Cajamarca60 (0,94 p.u.), Caraz66 (0,87 p.u.), Carhuaz66 (0,78 p.u.), Casagrande35 (0,85 p.u.), Casma138 (0,87 p.u.), Celendín60 (0,94 p.u.), Chao34 (0,94 p.u.), Chimbote Norte138 (0,89 p.u.), Chimbote Sur138 (0,88 p.u.), Derv. San Marcos60 (0,85 p.u.), Huamachuco23 (0,80 p.u.), Huari60 (0,85 p.u.), Huaraz66 (0,71 p.u.), Malabrigo35 (0,87 p.u.), Moche33 (0,83 p.u.), Motil138 (0,94 p.u.), Otuzco33 (0,90 p.u.), Nepeña138 (0,87 p.u.), Pacamayo10 (0,90 p.u.), Paijan35 (0,86 p.u.), Pallasca66 (0,91 p.u.), Pomabamba60 (0,89 p.u.), Porvenir138 (0,91 p.u.), Salaverri33 (0,83 p.u.),



Santa138 (0,89 p.u.), San Marcos60 (0,85 p.u.), Ticapampa66 (0,65 p.u.), Trapezio138 (0,88 p.u.), Trujillo Sur138 (0,88 p.u.) y Virú60 (0,82 p.u.).

En este contexto, el planeamiento de la expansión de la transmisión está referido a la atención de la demanda proyectada al 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 3, se ha identificado que el mayor crecimiento de la demanda se dará en las zonas de Trujillo, Cajamarca-Cajabamba y Huaraz-Ticapampa; frente a lo cual, se toma en cuenta lo siguiente:

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 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.

Por tanto, a continuación se analizan bajo el criterio de mínimo costo, las alternativas de expansión de la transmisión para atender el crecimiento de la demanda en los sistemas eléctricos: Trujillo, Cajamarca y Huaraz-Ticapampa:

6.2.2.1 Sistema Eléctrico Trujillo

En la SET Trujillo Sur se concentra la mayor distribución de carga a la ciudad de Trujillo, sin que se cuente aún con el anillo 138 kV que por aplicación del criterio N-1 se aprobó en el Plan de Inversiones vigente, mediante la LT 138 kV entre la SET Trujillo Sur y la nueva SET Trujillo Oeste (denominada por Hidrandina como “Trujillo Nor Oeste”). Además esta inversión se torna



indispensable por la sobrecarga que se refleja en la LT 138 kV Trujillo Norte-Porvenir.

Por tanto, dado que en la PROPUESTA INICIAL Hidrandina propuso el desarrollo de una nueva SET denominada Trujillo Sur Oeste y cerrar el anillo 138 kV mediante las líneas Trujillo Sur-Trujillo Sur Oeste-Trujillo Nor Oeste, y sin mayor sustento en su PROPUESTA FINAL propone a cambio la implementación de una nueva SET 138/60/10 kV denominada Trujillo Centro y las líneas 138 kV Trujillo Sur-Trujillo Centro-Trujillo Nor Oeste; a continuación se analizan ambas alternativas bajo el criterio de mínimo costo.

Alternativa 1: (PROPUESTA INICIAL de Hidrandina) Implementación en el año 2013 de la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur de 22 km, con conductor AAAC 240 mm² para cerrar el anillo previsto según el Plan de Inversiones vigente. Implementación en el año 2015 de la nueva SET Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kV, 60 MVA, la cual se alimentaría seccionando la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur a 15,4 km de la SET Trujillo Nor Oeste.

Por otro lado, la carga del eje Moche-Salaverry se atendería directamente desde la nueva SET Trujillo Sur Oeste.

Alternativa 2: (PROPUESTA FINAL de Hidrandina) Implementación de la LT 138 kV Trujillo Sur-Trujillo Nor Oeste (año 2013) con una sección de conductor de 240 mm²; en el año 2015 se secciona esta línea a 4,4 Km de Trujillo Nor Oeste y se conecta a la nueva SET denominada Trujillo Centro, para cerrar nuevamente el anillo con el tramo de LT 138 kV Trujillo Centro-Trujillo Sur, de 4,8 Km.

Bajo esta alternativa se plantea para el año 2013 atender la carga del eje Moche-Salaverry desde una nueva SET denominada La Huaca 60/33/10 kV de 30 MVA, la cual se alimentaria seccionando la actual LT 60 kV Trujillo Sur-Virú a 6,8 Km de la SET Trujillo Sur.

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

Cuadro Nº 6-5 PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 3 Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Trujillo

OSINERGMIN

F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Trujillo

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 3 598 692 177 897 2 640 752 130 840 6 548 182 1 231 381 3 270 242 11 049 804

Alternativa 2 2 733 842 598 663 463 192 3 790 410 7 586 107 1 419 290 2 118 323 11 123 721

Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 2 580 390



En el cuadro anterior, se puede notar que a pesar que la Alternativa 1 es la de mínimo costo (en un período de análisis de 10 años), es la Alternativa 2 la que se torna más atractiva en el horizonte de largo plazo, ya que la diferencia de 72 000 US$ con respecto a la Alternativa 1 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 2.

6.2.2.1 Sistema Eléctrico Cajamarca-Cajabamba-Huamachuco

El sistema eléctrico de Cajamarca se ha analizado considerando que en el año 2012 se implementarán las instalaciones previstas en cumplimiento a lo dispuesto por Resolución Ministerial N° 198-2011-MEM/DM: Transformador 220/60/22,9 kV de 50 MVA, en la SET Cajamarca, adicional al existente.

Ante esta situación, no amerita realizar un análisis de alternativas respecto a la propuesta de Hidrandina de utilizar la futura SET 220/60 kV denominada Sahuindo (a ser implementada por la Compañía Minera Sulliden según explica Hidrandina) para alimentar la actual SET Huamachuco 22,9 kV, no solo por la incertidumbre de la oportunidad en que se implemente la referida SET Sahuindo sino porque las obras previstas en mérito a la indicada Resolución Ministerial N° 198-2011-MEM/DM, están por iniciarse.

Además, según los resultados del análisis de flujos de potencia realizados, se verifica que en el horizonte de análisis (10 años) con las indicadas obras previstas a punto de iniciarse, se logra afianzar adecuadamente el sistema eléctrico de Cajamarca, en particular el del sector Cajamarca-San Marcos-Cajabamba-Huamachuco donde se afrontan perfiles de tensión debajo de los estándares.

Por otro lado, es del caso señalar que de incorporarse a este sistema Cajamarca-Cajabamba-Huamachuco las cargas mineras que reporta Hidrandina, sería necesario que la LT 60 kV Cajabamba-Huamachuco y la correspondiente transformación 60/22,9 kV en la SET Huamachuco, programadas para el año 2015 en el Plan de Electrificación Rural de la DGER del MINEM, sean adelantadas para el año 2014. En ese sentido, se está considerando para efectos de determinación del Plan de Inversiones 2013-2017, que dichas instalaciones serán implementadas en el año 2014.

Por otro lado, sobre la propuesta de Hidrandina de implementar una nueva SET 60/10 kV denominada Moyococha, para atender el crecimiento de la demanda eléctrica hacia la zona norte de la ciudad de Cajamarca; según los resultados del análisis de flujos de potencia realizados, se determina que dicha SET es necesaria implementarla en el año 2015, donde se instalaría el transformador 60/10 kV de 20 MVA ONAF proveniente de la SET Cajamarca. Esta nueva SET se alimentaría mediante una derivación “T” de 2,6 Km, con conductor AAAC 150 mm², de la actual LT 60 kV Cajamarca-Cajamarca Norte.

osinergmin.pdf

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