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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0501-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones

2013-2017 del Área de Demanda 3, presentada por Hidrandina S.A.

Lima, octubre 2014

Osinergmin Informe N° 0501-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por HIDRANDINA i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”) para sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 31, presentada el 30 de junio de 2014 por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte Medio S.A. – Hidrandina S.A. (en adelante “HDNA”) mediante carta GR/F-1085-2014.

HDNA sustenta su solicitud acompañando a su carta el denominado “Estudio de los Sistemas Eléctricos de Hidrandina para Modificación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017” (en adelante “ESTUDIO”), referido al Área de Demanda 3, mediante el cual respecto a lo aprobado en el Plan vigente propone modificaciones en ciertas instalaciones y/o proyectos:

a) Por Cambios Significativos en la Demanda:

Nuevo transformador en la SET Motil.

Nuevo transformador en la SET Pacasmayo.

Postergación de lo aprobado para la SET Casa Grande 2.

Postergación de lo aprobado para la SET Pallasca.

Postergación de lo aprobado para la SET Santa.

Postergación de lo aprobado para la SET Ticapampa.

Postergación del proyecto LT 60 kV Guadalupe – Guadalupe 2.

b) Por Condiciones Técnicas:

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

departamento de Cajamarca, donde existen instalaciones de transmisión de Hidrandina S.A., 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.

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.


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Cambio de conductor y del transformador en la nueva SET Malabrigo, respecto de lo considerado para el proyecto LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo.

Cambio de conductor para el proyecto LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur.

Cambio de conductor para el proyecto LT 138 kV Chimbote Norte – Trapecio.

Cambio de configuración de conexión de la nueva SET La Huaca del Sol a líneas 60 kV y 33 kV existentes asociadas.

Cambio de configuración de conexión de la nueva SET Moyococha y sección de conductor para el tramo LT 60 kV de conexión.

Ampliación SET Porvenir.

Ampliación SET Trujillo Sur.

Ampliación SET Casma.

Ampliación SET Nepeña.

Ampliación SET Chimbote Sur.

LT 66 kV Derv. Pierina – Huaraz.

c) Por Otras Razones:

Transformadores de reserva para el Área de Demanda 3.

Como resultado del análisis del ESTUDIO e información de sustento presentada por HDNA, incluyendo una verificación in situ de las condiciones actuales de determinadas instalaciones y proyectos, conforme a lo desarrollado en la sección 6.2 del presente informe se llega a las siguientes conclusiones:

Teniendo en cuenta lo establecido en el numeral 5.8.2 de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT2 (en adelante “Norma Tarifas), no corresponde atender el pedido de HDNA sobre reprogramación de las fechas de puesta en servicio previstas en el Plan, para los proyectos en curso o que ya cuentan con el respectivo contrato de ejecución de obras, como lo es el caso de los proyectos: LT 60 kV Guadalupe-Guadalupe 2 y SET Guadalupe 2 (Chepén), ampliación SET Trujillo Sur, Ampliación SET Porvenir, SET Huaca del Sol, SET Derivación Pierina y LT 60 kV de conexión con la SET Huaraz, SET Casma y LT 138 kV Chimbote Norte-Trapecio.

Para los proyectos en curso debe tenerse presente que, cuando existan diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las instalaciones realmente puestas en servicio que impliquen un mayor costo, como por ejemplo: longitud de líneas, detalles finales de conexión de las nuevas subestaciones, etc., éstas deberán ser sustentadas por los Titulares en la oportunidad en la que soliciten el Acta de Puesta en Servicio de dichas instalaciones, para revisión y de ser el

2 Una reprogramación de obras en curso (postergación) no amerita una solicitud de modificación del Plan

de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, que evaluará y aprobará los cambios, con base en el sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso.


Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por HIDRANDINA iii

caso aprobación por parte de Osinergmin en la oportunidad en que se determine el Costo Medio Anual (CMA) definitivo para efectos de la Liquidación de Ingresos por aplicación de los Peajes de SST y SCT, de conformidad con lo establecido en el numeral II).3 del literal f) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Sobre la solicitud de un nuevo transformador para la SET Motil y otro para la SET Pacasmayo, sólo resulta procedente considerar para el año 2015 un nuevo transformador 60/23/10 kV de 25 MVA en la SET Pacasmayo, así como la celda de alimentador y de medición en 22,9 kV requeridas por HDNA para esta SET en el año 2017; según lo cual el transformador 60/10 kV de 25 MVA, que viene operando provisionalmente en esta SET, debe ser devuelto para instalarse en la futura SET Moyococha conforme está previsto en el Plan vigente.

Respecto de la postergación de los proyectos SET Casagrande 2, SET Pallasca, SET Santa, LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur y modificaciones a lo aprobado para la SET Ticapampa, Ampliación SET Nepeña, ampliación SET Chimbote Sur y el proyecto LT 138 kV Santiago de Cao-Nueva Malabrigo, debido a variaciones en la proyección de la demanda considerada para la aprobación del Plan de Inversiones; resulta procedente:

- Retirar del Plan de Inversiones 2013-2017 el transformador 33/10 kV de 15 MVA, previsto para la SET Casagrande 2.

- Postergar hasta el año 2015 la implementación, en la SET Pallasca, del transformador 60/22,9 kV de 15 MVA.

- Toda vez que el transformador que viene operando en la SET Santa cubre el incremento de la demanda, que se atenderá desde esta SET, durante todo el período de análisis, HDNA deberá definir si el transformador 138/22,9/10 kV de 25 MVA, comprado para la SET Santa, es conveniente instalarlo en esta SET o rotarlo a otra donde se requiera incrementar la capacidad de transformación o mantenerlo de reserva hasta que sea requerido para alguna otra SET. Lo cual podrá ser planteado en la presentación del Plan de Inversiones para el período 2017-2021, a ser presentado en junio del próximo año 2015.

- Según los resultados del cálculo de flujos de potencia, realizado con base en la proyección actualizada de la demanda, la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur debe implementarse en la brevedad posible, toda vez que la LT Trujillo Norte-Porvenir ya refleja congestionamiento, por lo que HDNA debe realizar los mayores esfuerzos para la pronta implementación de este proyecto. En consecuencia, también corresponde incluir una celda de línea 138 kV en la SET Trujillo Nor Oeste para la salida hacia la SET Trujillo Norte.

- Asimismo, siendo que en el Plan de Inversiones vigente se ha considerado que el anillo el anillo Trujillo Norte-Porvenir-Trujillo Sur-Trujillo Centro-Trujillo Nor Oeste, debe desarrollarse con conductor AAAC de 300 mm2, es procedente el pedido de cambio de sección de conductor para este proyecto.

- Por razones de reducción de la proyección de la demanda del Usuario Libre Minera Lincuna, de acuerdo con lo requerido por HDNA, se considera para la SET Ticapampa un transformador 66/23/10 kV de 15 MVA, el cual debe implementarse a la brevedad posible, a cambio del transformador de 30 MVA previsto en el Plan vigente para el año 2015.


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- HDNA deberá reevaluar el proyecto LT 138 kV Santiago de Cao-Malabrigo, para la presentación del próximo Plan de Inversiones 2017-2021, tomando en cuenta la iniciativa del Usuario Libre Grupo Gloria de desarrollar en la zona una anillo en 138 kV a fin iniciar actividades como cogenerador.

En mérito al Oficio N° 1697-2014/MEM-DGE, se retorna a HDNA la responsabilidad de implementar los proyectos LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo y LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur.

Con relación al requerimiento de transformadores de reserva para el Área de Demanda 3, no es posible pronunciarse al respecto, dado que HDNA no ha subsanado a cabalidad las observaciones referentes a este tema y no ha presentado el Plan de Contingencias en Transmisión para el Área de Demanda 3, el cual indefectiblemente debe estar asociado a este requerimiento.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que, sobre la base de la solicitud de HDNA, apruebe las modificaciones al Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 3, según lo señalado en los párrafos precedentes y que se presentan en la sección 6.3 del presente informe.


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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 3

1.1 ANTECEDENTES ......................................................................................................3 1.2 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................4 1.3 PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO .............................................................................6

2. UBICACIÓN ................................................................................................................. 8

3. SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN ............................................................ 10

3.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE .. 10 3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 10 3.3 MODIFICACIONES AL PLAN DE INVERSIONES ............................................................ 13

3.3.1 Por cambios significativos en la demanda ................................................ 13 3.3.1.1 SET Motil ................................................................................................ 13 3.3.1.2 SET Pacasmayo ..................................................................................... 15 3.3.1.3 SET Casa Grande 2 ............................................................................... 16 3.3.1.4 SET Pallasca .......................................................................................... 17 3.3.1.5 SET Santa .............................................................................................. 18 3.3.1.6 SET Ticapampa ...................................................................................... 19

3.3.2 Por Condiciones Técnicas ........................................................................ 21 3.3.2.1 LT 60 kV Guadalupe – Nueva Guadalupe 2 .......................................... 21 3.3.2.2 LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo ............................ 22 3.3.2.3 LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur ............................................. 24 3.3.2.4 Nueva SET La Huaca del Sol y Líneas asociadas ................................ 25 3.3.2.5 LT 138 kV Chimbote Norte - Trapecio ................................................... 25 3.3.2.6 Nueva SET Moyococha y LT 60 kV asociada ........................................ 27 3.3.2.7 Ampliación SET Porvenir ....................................................................... 28 3.3.2.8 Ampliación SET Trujillo Sur.................................................................... 30 3.3.2.9 Ampliación SET Casma ......................................................................... 31 3.3.2.10 Ampliación SET Nepeña ........................................................................ 31 3.3.2.11 Ampliación SET Chimbote Sur ............................................................... 32 3.3.2.1 LT 66 kV Derv. Pierina - Huaraz ............................................................ 33

3.3.3 Por Otras Razones................................................................................... 34 3.3.3.1 Requerimiento de Transformadores de Reserva ................................... 34

4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ................................................... 36

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 37

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 38

6.1 ACTUALIZACIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................ 38 6.1.1 Información Base ..................................................................................... 39 6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 39 6.1.3 Proyección Ventas-Usuarios Libres ......................................................... 39 6.1.4 Demandas en Bloque ............................................................................... 40 6.1.5 Proyección global ..................................................................................... 41

6.2 ANÁLISIS DE LOS PEDIDOS DE MODIFICACIÓN DEL PLAN .......................................... 41 6.2.1 Situación actual ........................................................................................ 42 6.2.2 Por cambios significativos en la demanda ................................................ 44

6.2.2.1 Nuevo transformador para la SET Motil ................................................. 44 6.2.2.2 Nuevo transformador para la SET Pacasmayo...................................... 45 6.2.2.3 SET Casa Grande 2 ............................................................................... 46 6.2.2.4 SET Pallasca .......................................................................................... 47 6.2.2.5 SET Santa .............................................................................................. 47 6.2.2.6 LT Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur ............................................................ 48 6.2.2.7 SET Ticapampa ...................................................................................... 49



6.2.2.8 Ampliación SET Nepeña ........................................................................ 50 6.2.2.9 Ampliación SET Chimbote Sur ............................................................... 51 6.2.2.10 Ampliación de la SET Casma ................................................................ 52

6.2.3 Por condiciones técnicas.......................................................................... 52 6.2.3.1 Ubicación de transformadores nuevos, distinta a los que

remplazarán y que se encuentran en operación. ................................... 53 6.2.3.2 Celdas MT tipo Metal Clad al interior a cambio de las tipo exterior

aprobadas .............................................................................................. 53 6.2.3.3 Cambio de la sección de conductor ....................................................... 53 6.2.3.4 Instalación de cable de guarda OPGW .................................................. 54 6.2.3.5 Configuración “PI” para conexión de la nueva SET Moyococha ........... 55 6.2.3.6 Nuevo transformador para la SET Moyococha ...................................... 55

6.2.4 Por otras razones ..................................................................................... 56 6.2.4.1 Transformadores de reserva para el Área de Demanda 3 .................... 56 6.2.4.2 Cambio de Titular ................................................................................... 56

6.3 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ............................................ 57 6.3.1 Nuevas instalaciones que se agregan al Plan de Inversiones .................. 57 6.3.2 Instalaciones del Plan de Inversiones que se modifican ........................... 57 6.3.3 Instalaciones que se retiran del Plan de Inversiones ................................ 58 6.3.4 Programación de Bajas ............................................................................ 58

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 59

8. ANEXOS .................................................................................................................... 62

Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones formuladas al ESTUDIO .... 63 Anexo B Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones 2013-2017 modificado según

Osinergmin .............................................................................................. 99 Anexo C Cuadros Comparativos .......................................................................... 101

9. REFERENCIAS ....................................................................................................... 103



1. Introducción

1.1 Antecedentes

La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica – Ley N° 28832, entre otros aspectos, establece que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o del Sistema Complementario de Transmisión (SCT); siendo el SGT conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cuya concesión y construcción sean resultados de un proceso de licitación pública y; el SCT conformado, entre otras, por las instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones y/o modificatorias.

Con Resolución N° 151-2012-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2013 – abril 2017; la que respecto al Área de Demanda 3 fue impugnada por HDNA, recurso de reconsideración que fue resuelto mediante la Resolución N° 206-2012-OS/CD.

Con carta GR/F-1085-2014, el 30 de junio de 2014, HDNA ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 3, acompañando para el efecto el “Estudio de los Sistemas Eléctricos de Hidrandina para Modificación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017” (en adelante “ESTUDIO”).

El presente informe desarrolla el estudio realizado por Osinergmin a fin de sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la referida solicitud. Para lo cual se ha analizado el ESTUDIO y la información que lo sustenta, así como las respuestas e información complementaria que mediante carta GR/F-1533-2014 ha presentado HDNA el 25 de agosto de 2014 para absolver las observaciones formuladas por Osinergmin.



1.2 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 Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)3.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deben ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288324.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE5, 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 20.26 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)7 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.

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

3 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.

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

(...)

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

(...) 5 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.

(...) 6 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.

7 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.

(…)



establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

Sobre el particular, el numeral V) del literal a) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, señala:

"V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema 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."

Asimismo, el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, señala:

"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 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. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles de presentada la solicitud de modificación. 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."



Por otro lado, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), cuya última versión ha sido aprobada mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD, se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, siendo que en su Primera Disposición Transitoria establece:

“De forma transitoria, las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones aprobado para el período 2013-2017, se presentarán entre los meses de enero a junio del año 2014. Para los próximos períodos tarifarios, los Titulares deberán tomar en cuenta las fechas establecidas en la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, para lo cual OSINERGMIN modificará dicha norma en una próxima oportunidad.

En un plazo máximo de 60 días hábiles, contados desde la presentación de la solicitud, OSINERGMIN emitirá pronunciamiento o formulará observaciones, fijando un plazo de subsanación para cada caso y según la envergadura de las observaciones.”

Asimismo, se cuenta con las siguientes normas aprobadas por Osinergmin, que tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado por Resolución N° 261-2012-OS/CD.

Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante Resolución N° 244-2010-OS/CD y modificada por Resolución N° 018-2014-OS/CD.

Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones 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 N° 635-2007-OS/CD.

Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última actualización fue aprobada mediante Resolución N° 017-2014-OS/CD, modificada por las Resoluciones N° 056 y 121-2014-OS/CD.

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

1.3 Proceso de pronunciamiento

De acuerdo con lo señalado en la referida Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, para el pronunciamiento de Osinergmin sobre cada solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, se ha contemplado las siguientes etapas: i) presentación de las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones, ii) de ser el caso, formulación de observaciones al estudio de sustento presentado por el solicitante, iii) análisis



del levantamiento de observaciones y, iv) pronunciamiento mediante Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin.

Cabe señalar que el plazo de 60 días hábiles que dispone Osinergmin para pronunciarse sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, no incluye el periodo en que se encuentre pendiente la absolución de observaciones, operando así la suspensión del referido plazo durante el período comprendido entre la fecha en que se oficien las observaciones y la fecha fijada como plazo máximo para que la solicitante las absuelva.

Asimismo, conforme lo prevé la Ley, los interesados disponen de un plazo de quince (15) días hábiles para, en caso lo consideren pertinente, interponer recursos de reconsideración contra el pronunciamiento de Osinergmin.



2. Ubicación

El Área de Demanda 3 abarca el departamento de La Libertad y parte de los departamentos de Cajamarca y Ancash, los cuales se ubican en la región Norte Medio del Perú.

En dicha Área de Demanda 3 se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: HDNA, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Duke Energy Egenor S. en C. por A., Compañía Transmisora Andina S.A. y Consorcio Energético Huancavelica S.A., en conjunto llamadas “TITULARES”.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 3.

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 3.

Gráfico N° 2.2



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, el 30 de junio de 2014, mediante carta GR/F-1085-2014, HDNA presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 3.

3.1 Causales para solicitar la Modificación del Plan de Inversiones Vigente

HDNA manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito sustentar técnica y económicamente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo concerniente al Área de Demanda 3, sobre la base de lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, según el cual se permite la revisión y actualización del Plan de Inversiones en transmisión (aprobado por Osinergmin cada 4 años), debido a: i) cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o ii) modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o iii) en las condiciones técnicas o constructivas, o iv) por otras razones debidamente justificadas.

3.2 Proyección de la Demanda

La solicitante acompaña a su ESTUDIO los mismos archivos de proyección de la demanda, correspondiente al Área de Demanda 3, publicados por Osinergmin en julio del año 2012 (Resolución N° 151-2012-OS/CD), señalando haber agregado la demanda en energía contenida en la Base de

Datos “SICOM_2013”, a fin de verificar si el crecimiento de la demanda en dicha área y de los sistemas eléctricos contenidos en la misma, concuerda con



lo proyectado para los años 2011, 2012 y 2013 en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Sostiene HDNA que con base en las variables explicativas PBI, población, cantidad de clientes, ventas de energía y costo medio de la energía, ha proyectado las ventas de energía a Usuarios Regulados, según la metodología establecida en la Norma Tarifas, obteniendo lo siguiente:

Para el Área de Demanda 3, señala la solicitante haber determinado que las ventas de energía en el 2013 son de 1 539 GWh, siendo 1 634 GWh lo proyectado en el estudio del Plan vigente, en tanto que las ventas para el año 2017 ahora se proyectan a 1 876 GWh contra los 2 159 GWh del Plan vigente. La tasa promedio obtenida es de 5,87% del 2013 al 2042, mientras que para los años 2014, 2015, 2016 y 2017, las tasas que obtiene son de 4,99%, 5,04%, 5.09% y 5,13% respectivamente.

Para el Sistema Chimbote, Chimbote Rural y Casma Rural, obtiene una tasa promedio de 5,94% del 2013 al 2042. Las ventas de energía en el 2013 son de 337 GWh frente a los 315 GWh proyectados en el estudio del Plan vigente, en tanto que las ventas para el 2017 ahora se proyectan a 451 GWh contra los 405 GWh del Plan aprobado.

Para el sistema Bagua - Jaén, Bagua - Jaén Rural, Cutervo y Querocoto, obtiene una tasa de promedio anual de 7,05% del 2013 al 2042. Las ventas de energía en el 2013 son de 82 GWh frente a los 79 GWh proyectados en el estudio del Plan de Inversiones de Transmisión aprobado, en tanto que las ventas para el 2017 ahora se proyectan a 121 GWh contra los 106 GWh del Plan aprobado.

Para el Sistema Cajamarca, Cajabamba, Huamachuco, Cajamarca Baja Densidad, Cajamarca Rural, Namora, Celendín y SER Cajamarca, Porcón - La Pajuela, obtiene una tasa de promedio de 6.46% para el período 2013-2042. Las ventas de energía en el 2013 son de 173 GWh, siendo 153 GWh lo proyectado en el estudio del Plan vigente, en tanto que las ventas para el 2017 ahora se proyectan a 249 GWh contra los 203 GWh del Plan aprobado.

Para el Sistema Guadalupe y Guadalupe Rural, obtiene una tasa promedio de 6,37% en el período 2013-2042. Las ventas de energía en el 2013 son de 84 GWh, siendo 81 GWh lo proyectado en el estudio del Plan vigente, en tanto que las ventas para el 2017 ahora se proyectan a 118 GWh contra los 112 GWh del Plan aprobado.

Para el Sistema Caraz - Carhuaz - Huaraz, Huallanca, Tayabamba, Ticapampa, Pomabamba y Aija - Cotaparaco III Etapa, obtiene una tasa promedio de 6,76% en el período 2013-2017. Las ventas de energía en el 2013 son de 201 GWh, siendo 209 GWh lo proyectado en el estudio del Plan vigente, en tanto que las ventas para el 2017 ahora se proyectan a 298 GWh contra los 284 GWh del Plan aprobado.

Para el Sistema Trujillo, Trujillo Baja Densidad, Virú, Trujillo Rural, Otuzco - Motil - Florida, y La Arenita, Chao, obtiene una tasa promedio anual de 5,66% en el período 2013-2017. Las ventas de energía en el 2013 son de 771 GWh, siendo 876 GWh lo proyectado en el estudio del Plan vigente, en tanto que las



ventas para el 2017 ahora se proyectan a 1044 GWh contra los 1 155 GWh del Plan aprobado.

En cuanto a la proyección de las ventas de energía a Usuarios Libres, indica

que ésta se mantiene constante durante el período de análisis, según lo muestra mediante el siguiente cuadro:

NOMBRE

USUARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MINERA YANACOCHA 483,224 483,224 483,224 483,224 483,224 483,224 483,224 483,224 483,224 483,224

COMPAÑÍA MINERA PODEROSA 41,131 41,131 41,131 41,131 41,131 41,131 41,131 41,131 41,131 41,131

GOLD FIELDS LA CIMA 148,227 148,227 148,227 148,227 148,227 148,227 148,227 148,227 148,227 148,227

MINERA BARRICK MISQUICHILCA 57,679 57,679 57,679 57,679 57,679 57,679 57,679 57,679 57,679 57,679

MINERA ANTAMINA 706,824 706,824 706,824 706,824 706,824 706,824 706,824 706,824 706,824 706,824

MINERA AURIFERA RETAMAS 35,845 35,845 35,845 35,845 35,845 35,845 35,845 35,845 35,845 35,845

CONSORCIO MINERO HORIZONTE 68,440 68,440 68,440 68,440 68,440 68,440 68,440 68,440 68,440 68,440

MINERA SANTA LUISA 7,484 7,484 7,484 7,484 7,484 7,484 7,484 7,484 7,484 7,484

MINERA ANTAMINA - AMPLIACIÓN 205,965 205,965 205,965 205,965 205,965 205,965 205,965 205,965 205,965 205,965

SIDERPERU 322,332 322,332 322,332 322,332 322,332 322,332 322,332 322,332 322,332 322,332

CEMENTOS NORTE PACASMAYO 216,251 216,251 216,251 216,251 216,251 216,251 216,251 216,251 216,251 216,251

CREDISA TRUJILLO 34,719 34,719 34,719 34,719 34,719 34,719 34,719 34,719 34,719 34,719

MINERA BARRICK MISQUICHILCA (ALTO CHICAMA) 88,706 88,706 88,706 88,706 88,706 88,706 88,706 88,706 88,706 88,706

CAMPOSOL 13,456 13,456 13,456 13,456 13,456 13,456 13,456 13,456 13,456 13,456

EMPRESA AGROINDUSTRIAL CASA GRANDE 5,292 5,292 5,292 5,292 5,292 5,292 5,292 5,292 5,292 5,292

TRUPAL 1,768 1,768 1,768 1,768 1,768 1,768 1,768 1,768 1,768 1,768

CORPORACIÓN LINDLEY 7 16,680 16,680 16,680 16,680 16,680 16,680 16,680 16,680 16,680 16,680

MINERA QUIRUVILCA 38,467 38,467 38,467 38,467 38,467 38,467 38,467 38,467 38,467 38,467

En el caso del Área de Demanda 3, incorpora las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:

BARRA TENSIÓN NOMBRE

(kV) USUARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

PACAS010 10 Cargas Adicionales. Pacasmayo 0 11,972 28,726 28,726 28,726 28,726 28,726 28,726 28,726 28,726

MALAB010 10 Cargas Adicionales. Malabrigo 0 0 1,900 1,900 1,900 1,900 1,900 1,900 1,900 1,900

MOTIL035 33 Cargas Adicionales. Motil 0 3,889 7,779 7,779 7,779 7,779 7,779 7,779 7,779 7,779

TRUJS10A 10 Cargas Adicionales. Trujillo Sur 0 7,998 17,938 17,938 17,938 17,938 17,938 17,938 17,938 17,938

TRUJS10C 10 Cargas Adicionales. Trujillo Sur 0 7,529 16,886 16,886 16,886 16,886 16,886 16,886 16,886 16,886

TRUJS10B 10 Cargas Adicionales. Trujillo Sur 0 7,530 16,889 16,889 16,889 16,889 16,889 16,889 16,889 16,889

PORVE010 10 Cargas Adicionales. El Porveniir 0 0 11,412 11,412 11,412 11,412 11,412 11,412 11,412 11,412

TICAP023 22.9 Minera LINCUSA 0 0 36,813 36,813 36,813 36,813 36,813 36,813 36,813 36,813

Con respecto a la proyección de las ventas de energía de estas nuevas demandas, HDNA sostiene que la determina considerando sus correspondientes factores de carga según nivel de tensión en cada barra de SET´s y según los factores que se consideraron en el Plan de Inversiones de Transmisión aprobado.

Así, luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Regulados, Usuarios Libres y Demandas Adicionales, obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente al Área de Demanda 3, por nivel de tensión, la cual muestra en el siguiente cuadro:



RESUMEN DE LA PROYECCION GLOBAL DE LA DEMANDA (GWh)

USUARIOS REGULADOS Y LIBRES

AREA DE DEMANDA: 3

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2013 1,761.19 130.48 2,167.48 4,059.15

2014 1,761.19 130.48 2,354.60 4,246.27

2015 1,761.19 169.19 2,558.58 4,488.95

2016 1,761.19 169.19 2,713.96 4,644.34

2017 1,761.19 169.19 2,882.50 4,812.88

2018 1,761.19 169.19 3,051.01 4,981.38

2019 1,761.19 169.19 3,217.97 5,148.35

2020 1,761.19 169.19 3,392.26 5,322.63

2021 1,761.19 169.19 3,573.86 5,504.24

2022 1,761.19 169.19 3,762.78 5,693.16

2023 1,761.19 169.19 3,959.03 5,889.40

2024 1,761.19 169.19 4,162.59 6,092.97

2025 1,761.19 169.19 4,373.47 6,303.85

2026 1,761.19 169.19 4,591.68 6,522.05

2027 1,761.19 169.19 4,817.20 6,747.58

2028 1,761.19 169.19 5,050.04 6,980.42

2029 1,761.19 169.19 5,290.20 7,220.58

2030 1,761.19 169.19 5,537.68 7,468.06

2031 1,761.19 169.19 5,792.49 7,722.86

2032 1,761.19 169.19 6,054.61 7,984.98

2033 1,761.19 169.19 6,324.05 8,254.43

2034 1,761.19 169.19 6,600.81 8,531.19

2035 1,761.19 169.19 6,884.89 8,815.27

2036 1,761.19 169.19 7,176.29 9,106.67

2037 1,761.19 169.19 7,475.01 9,405.39

2038 1,761.19 169.19 7,781.05 9,711.43

2039 1,761.19 169.19 8,094.41 10,024.79

2040 1,761.19 169.19 8,415.09 10,345.47

2041 1,761.19 169.19 8,743.09 10,673.46

2042 1,761.19 169.19 9,078.41 11,008.78

No incluye pérdidas en media y baja tensión

3.3 Modificaciones al Plan de Inversiones

Según se señala en el ESTUDIO, las modificaciones al Plan de Inversiones 2013-2017 solicitadas por HDNA, son planteadas principalmente por las siguientes razones:

a) Por cambios significativos en la demanda.

b) Por condiciones técnicas.

c) Por otras razones.

3.3.1 Por cambios significativos en la demanda

3.3.1.1 SET Motil

Para esta SET, en la que no se habían previsto nuevas inversiones, se solicita incluir para el año 2015, un nuevo transformador 138/33/23 kV de 25/20/10 MVA con sus respectivas celdas de transformador y celda de medición en 22,9 kV, según se detalla en el siguiente cuadro:



Cuadro N°01: Nuevos elementos de acuerdo a modificación solicitada

Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Año

HIDRANDINA Transformador 25 MVA 138/33/22.9 kV SET MOTIL TP-138060023-025SI2E 2015

HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador 138 kV SET MOTIL CE-138SIR2C1ESBLT3 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador 33 kV SET MOTIL CE-033SIR2C1ESBTR2 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MOTIL CE-023SIR2MCISBTR2 2015

HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET MOTIL CE-023SIR2MCISBMD2 2015

Como sustento, señala HDNA que el ingreso de proyectos rurales y nuevas cargas mineras hace necesario incrementar la capacidad de transformación en la SET Motil, con la instalación de un nuevo transformador 138/33/22,9 kV con capacidad nominal de 25/20/10 MVA, valor que lo ha determinado con la actualización de la proyección de demanda en esta SET.

Cuadro N°02: RESUMEN DE LA PROYECCION DE LA POTENCIA NO COINCIDENTE (MW) – OSINERGMIN (PIT 2013 – 2017)

SISTEMA Trujillo, Trujillo Baja Densidad, Virú, Trujillo Rural, Otuzco - Motil - Florida, y La Arenita, Chao

SET Barra Tensión 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MOTIL MOTIL035 33 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10 6.10

MOTIL PUEBLO MOTIP010 10 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05

Cuadro N°03: RESUMEN DE LA PROYECCION DE LA POTENCIA NO COINCIDENTE (MW) – HIDRANDINA (ACTUALIZADO)



MOTIL MOTIL035 33 6.8 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0

MOTIL PUEBLO MOTIP010 10 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3

HDNA ilustra su sustento mediante el siguiente cuadro de balance entre demanda y capacidad de transformación:

Cuadro N°04: REDISTRIBUCIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET´s

SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP. TENSION

Año Fab

Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

TRUJILLO MOTIL

MD (MVA) HV 138 12 13 14 14 15 15 15 16 16 17

MD (MVA) MV 33 12 13 14 14 15 15 15 16 16 17

MD (MVA) LV 10

TR Nº 1 (YNynd1)

HV 138 ? 13.4 13.4

MV 33 ? 13.4 13.4

LV 10 ? 4.7 4.7

TR Nº 2

(YNynd1)

HV 138 2015 25 25 25 25 25 25 25 25

MV 33 2015 20 20 20 20 20 20 20 20

LV 22.9 2015 10 10 10 10 10 10 10 10

POT. INST. (MVA)

HV 138 13.4 13.4 25 25 25 25 25 25 25 25

POT. INST.

(MVA) MV 33

13.4 13.4 20 20 20 20 20 20 20 20

POT. INST.

(MVA) LV

4.7 4.7 10 10 10 10 10 10 10 10



SISTEMA

ELECTRICO SET DESCRIP.

TENSION Año

Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

DEFICIT

Factor de Utilización

HV 138 87% 99% 55% 56% 58% 60% 62% 63% 65% 67%


MV 33 87% 99% 68% 70% 73% 75% 77% 79% 82% 84%


LV 10 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

3.3.1.2 SET Pacasmayo

Para esta SET, para la cual se había previsto para el año 2014 una sola celda de alimentador en 10 kV, se solicita incluir para el año 2015 un nuevo transformador 60/22,9/10 kV de 25/10/15 MVA con sus respectivas celdas de transformador y celda de alimentador 10 kV, así como una celda de alimentador y celda de medición en 22,9 kV para el año 2017, según se detalla en los siguiente cuadros:



Estándar Año

HIDRANDINA Transformador 25 MVA 60/22.9/10 kV SET PACASMAYO TP-060023010-025CO1E 2015

HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador 60 kV SET PACASMAYO CE-060COR1C1ESBLT2 2015

HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET PACASMAYO CE-010COU1MCISBAL1 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET PACASMAYO CE-023COU1MCISBTR1 2015

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET PACASMAYO CE-023COU1MCISBAL1 2015

HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET PACASMAYO CE-023COU1MCISBMD1 2015

Cuadro N°06: Elementos que se MANTIENEN


Estándar Año

HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET PACASMAYO CE-010COU1MCISBAL1 2014

Como sustento, HDNA señala que debido al crecimiento de la demanda agroindustrial en la zona, se hace necesario incrementar la capacidad de transformación en la SET Pacasmayo mediante la instalación de un nuevo transformador 60/22.9/10 kV de 25 MVA, según lo muestra en los siguientes cuadros:


SISTEMA Guadalupe y Guadalupe Rural


PACASMAYO PACAS010 10 4.3 5.0 7.6 8.9 10.2 11.7 13.0 14.3 15.6 17.0 18.4 19.8 21.3




SISTEMA Guadalupe y Guadalupe Rural


PACASMAYO PACAS010 10 6.2 9.3 13.5 14.1 14.8 15.6 16.3 17.1 17.9 18.7


SISTEMA

ELECTRICO SET DESCRIP.

TENSION Año

Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

GUADALUPE PACASMAYO

MD (MVA) LV 10 7 10

TR Nº 1 (YNd5) HV/LV 60/10 ? 5 5

POT. INST. (MVA) 5 5

DEFICIT YNd5 1.6 4.8

Factor de

Utilización

131% 196%

MD (MVA) HV 60 14 15 16 16 17 18 19 20

MD (MVA) MV 22.9 4 4 4 4 5 5

MD (MVA) LV 10 14 15 12 12 13 13 14 15

TR Nº 2

(YNynd5)

HV 60 2015 25 25 25 25 25 25 25 25

MV 22.9 2015 10 10 10 10 10 10 10 10

LV 10 2015 15 15 15 15 15 15 15 15

POT. INST. (MVA) HV 60 25 25 25 25 25 25 25 25

POT. INST. (MVA) MV 22.9 10 10 10 10 10 10 10 10

POT. INST. (MVA) LV 10 15 15 15 15 15 15 15 15

DEFICIT YNynd5


HV 60 57% 59% 62% 66% 69% 72% 75% 79%


MV 22.9 0% 0% 39% 41% 43% 45% 47% 49%


LV 10 94% 99% 78% 82% 86% 90% 94% 99%

3.3.1.3 SET Casa Grande 2

HDNA solicita postergar hasta el año 2020 la implementación del transformador 33/10 kV de 15 MVA, previsto para el año 2013 según el Plan vigente.

Como sustento, sostiene que la demanda proyectada por Osinergmin ha sido muy superior a la demanda real registrada para los años 2011, 2012 y 2013, conforme lo muestra en los siguientes cuadros:




CASAGRANDE 2 CASAG13B 13.2 9.2 10.7 11.1 11.6 12.1 12.7 13.1 13.6 14.0 14.5 15.0 15.4 15.9




CASAGRANDE 2 CASAG13B 13.2 6.4 6.6 6.8 7.0 7.3 7.5 7.8 8.0 8.3 8.5



Según lo cual, para el periodo 2013 – 2017 no se presentarían problemas de sobrecarga en esta subestación, por lo que se recomienda continuar operando con el transformador existente de 8.4 MVA, conforme lo señala en el siguiente cuadro:


SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP.

TENSION Año Fab

LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

TRUJILLO CASA

GRANDE 2

MD (MVA) LV 13.8 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9

TR Nº 1 (YNd5) HV/LV 34.5/13.8 ? 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4

TR Nº 2 (YNd5) HV/LV 33/10 2020 15 15 15

POT. INST.

(MVA)

8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 15 15 15

DEFICIT YNd5


81% 83% 85% 88% 91% 94% 97% 56% 58% 60%

3.3.1.4 SET Pallasca

HDNA solicita postergar hasta el año 2016 la implementación del transformador 60/22,9 kV de 15 MVA, previsto para el año 2013.

Como sustento HDNA señala que debido a la coyuntura actual del sector minero en la zona, la demanda en los últimos meses ha ido decayendo, conforme lo muestra en los siguientes cuadros:


SISTEMA Caraz - Carhuaz - Huaraz, Huallanca, Tayabamba, Ticapampa, Pomabamba y Aija - Cotaparaco III Etapa


PALLASCA PALLA010 10 0.04 0.05 0.05 0.06 0.06 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.10

PALLASCA PALLA023 23 7.06 7.93 8.73 9.50 10.38 11.35 12.15 12.91 13.69 14.49 15.31 16.14 16.99




PALLASCA PALLA010 10 0.25 0.27 0.30 0.33 0.36 0.40 0.43 0.47 0.50 0.54

PALLASCA PALLA023 23 6.56 7.24 7.99 8.81 9.70 10.60 11.50 12.45 13.43 14.46



SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP.

TENSION Año Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

CARAZ - CARHUAZ -

HUARAZ

PALLASCA MD (MVA) HV 66 7 8 9

MD (MVA) MV 22.9 7 8 8



MD (MVA) LV 10 0 0 0

TR Nº 1 (YNynd5)

HV 66 ? 9 9 9

MV 22.9 ? 9 9 9

LV 10 ? 2.5 2.5 2.5

POT. INST.

(MVA) HV 66

9 9 9

POT. INST.

(MVA) MV 22.9

9 9 9

POT. INST.

(MVA) LV 10

2.5 2.5 2.5

DEFICIT YNynd5


HV 66 80% 88% 97%


MV 22.9 77% 85% 93%


LV 10 10% 11% 13%

MD (MVA) LV 22.9 10 11 12 13 14 15 16

TR Nº 2 (YNd5) HV/LV 60/22.9 2016 15 15 15 15 15 15 15

POT. INST. (MVA)

15 15 15 15 15 15 15

DEFICIT YNd5 0.8

Factor de

Utilización

64% 71% 77% 84% 91% 98% 105%

3.3.1.5 SET Santa

HDNA solicita postergar hasta el año 2015 la implementación del transformador 138/22,9/10 kV de 25 MVA, previsto para el año 2013; así como la sustitución de las celdas de transformador y alimentador 22,9 kV tipo convencional, por celdas tipo metal clad al interior, según los siguientes cuadros:


Titular Nombre de Elemento Instalación Código de Módulo Estándar Año

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET SANTA CE-023COU1MCISBAL1 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET SANTA CE-023COU1MCISBTR1 2015

HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET SANTA CE-023COU1MCISBMD1 2015

Cuadro N°16: Elementos que se solicitan RETIRAR


HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET SANTA CE-023COR1C1ESBAL1 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET SANTA CE-023COR1C1ESBTR1 2015

Cuadro N°17: Elementos que se solicitan POSTERGAR


HIDRANDINA Transformador 138/22,9/10 kV de 25 MVA SET SANTA TP-138023010-025CO1E 2015

Como sustento, muestra los cuadros que comparan las demandas consideradas en el Plan vigente y las que ha actualizado:




SISTEMA Chimbote, Chimbote Rural y Casma Rural


SANTA SANTA013 13.2 11.6 12.5 13.4 14.3 15.4 16.6 17.5 18.3 19.2 20.1 21.1 22.0 23.0


SISTEMA Chimbote, Chimbote Rural y Casma Rural


SANTA SANTA013 13.2 13.1 14.0 15.1 16.3 17.5 18.8 20.0 21.3 22.7 24.1



SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP.

TENSION Año Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

CHIMBOTE SANTA

MD (MVA) HV 138 14 15

MD (MVA) LV 13.8 14 15

TR Nº 1 (YNyn)

HV 138 ?

33.33 33.33

LV 13.8 33.33 33.33

POT. INST. (MVA) HV 138 33.3 33.3

POT. INST. (MVA) LV 13.8 33.3 33.3

DEFICIT


HV 138 41% 44%


LV 13.8 41% 44%

MD (MVA) HV 138 16 17 18 20 21 22 24 25

MD (MVA) MV 22.9 6 6 6 7 7 8 8 9

MD (MVA) LV 10 10 11 12 13 14 15 16 16

TR Nº 2 (YNynd5)

HV 138 25 25 25 25 25 25 25 25

MV 22.9 2015 13 13 13 13 13 13 13 13

LV 10 18 18 18 18 18 18 18 18

POT. INST. (MVA) HV 138 25 25 25 25 25 25 25 25

POT. INST. (MVA) MV 22.9 13 13 13 13 13 13 13 13

POT. INST. (MVA) LV 10 18 18 18 18 18 18 18 18

DEFICIT YNynd5 0.3

Factor de

Utilización HV 138

64% 68% 74% 79% 84% 90% 95% 101%

Factor de

Utilización MV 22.9

43% 46% 50% 53% 57% 60% 64% 68%

Factor de

Utilización LV 10

57% 62% 67% 71% 76% 81% 86% 92%

3.3.1.6 SET Ticapampa

HDNA solicita postergar hasta el año 2015 la implementación de la celda de transformador y celda de alimentador 22,9 kV previstas para el año 2012 y



considerarlas tipo Metal Clad al interior a cambio de convencional al exterior, agregando además una celda de medición 22,9 kV.

Solicita también que el transformador 60/23/10 kV de 30 MVA, previsto para el año 2015, sea sustituido por dos transformadores de 15 MVA a ser implementados en los años 2015 y 2016, así como agregar una celda de acoplamiento longitudinal 22,9 kV y una celda de alimentador 22,9 kV para el año 2016.

Con todo lo cual, implícitamente estaría solicitando también la postergación para el año 2015 de la línea 60 kV Deriv. Pierina – Ticapampa, la cual estaba prevista en el Plan para el año 2014.

En los siguientes cuadros HDNA detalla su pedido:



HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3MCISBAL1 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3MCISBTR1 2015

HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3MCISBMD1 2015

HIDRANDINA Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA SET TICAPAMPA TP-060023010-015SI3E 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TICAPAMPA CE-060SIR3C1ESBLT2 2015

HIDRANDINA Celda de Línea a Huaraz Oeste SET TICAPAMPA CE-060SIR3C1ESBLI2 2015

HIDRANDINA Celda de Línea a Ticapampa SET HUARAZ OESTE CE-060SIR3C1ESBLI2 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TICAPAMPA CE-060SIR3C1ESBLT2 2016


HIDRANDINA Celda de Acoplamiento Longitudinal SET TICAPAMPA CE-023SIR3MCISBLA1 2016

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3MCISBTR1 2016

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3MCISBAL1 2016



HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3C1ESBTR1 2012

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET TICAPAMPA CE-023SIR3C1ESBAL1 2012




HIDRANDINA Celda de Línea – Transformador a Derv. Pierina SET TICAPAMPA CE-060SIR3C1ESBLT2 2014

HIDRANDINA Derivación Pierina - Ticapampa LÍNEA LT-060SIR1TAS1C1240A 2014


Como sustento, HDNA indica que se requiere una Celda de Medición en 22,9 kV debido a la instalación del nuevo transformador que cuenta con un



devanado en 22,9 kV y para el cual ya se había aprobado una Celda de Transformador en 22,9 kV.

Agrega el siguiente cuadro, donde muestra la nueva proyección de demanda actualizada con datos históricos más recientes, según sostiene.




TICAPAMPA TICAP013 13.2 2.11 2.37 2.59 2.81 3.08 3.37 3.74 3.97 4.20 4.44 4.68 4.93 5.18

TICAPAMPA TICAP023 22.9 1.59 1.78 4.44 4.62 4.82 9.53 9.70 9.87 17.05 17.23 17.41 17.60 17.79




TICAPAMPA TICAP013 13.2 4.27 4.70 5.19 5.73 6.31 6.89 7.48 8.09 8.73 9.40

TICAPAMPA TICAP023 22.9 1.83 2.02 7.23 7.45 7.70 7.95 8.20 8.47 8.74 9.03

3.3.2 Por Condiciones Técnicas

3.3.2.1 LT 60 kV Guadalupe – Nueva Guadalupe 2

HDNA solicita postergar hasta el año 2014 la implementación de esta línea y

los Elementos considerados para ambas subestaciones conexas, previstos en

el Plan vigente para el año 2013, incluyendo la instalación de cable OPGW 98 mm2 con 24 hilos de fibras ópticas, así como el cambio de las celdas MT tipo convencional al exterior por celdas tipo metal clad al interior, según los siguientes cuadros:



HIDRANDINA Guadalupe - Guadalupe 02 LÍNEA LF-060COR0PMS1C1240A 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET GUADALUPE-02N CE-023COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET GUADALUPE-02N CE-023COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET GUADALUPE-02N CE-023COU1MCISBMD1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET GUADALUPE-02N CE-010COU1MCISBAL1 2014



HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET GUADALUPE-02N CE-023COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador 10 kV SET GUADALUPE-02N CE-010COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Celda de Medición 10 kV SET GUADALUPE-02N CE-010COU1MCISBMD1 2014






HIDRANDINA Celda de Transformador SET GUADALUPE-02N CE-023COR1C1ESBTR1 2013

HIDRANDINA Celda Alimentador SET GUADALUPE-02N CE-023COR1C1ESBAL1 2013

HIDRANDINA Celda de Medición SET GUADALUPE-02N CE-023COR1C1ESBMD1 2013




HIDRANDINA Celda de Transformador SET GUADALUPE-02N CE-010COR1C1ESBTR1 2013

HIDRANDINA Celda de Medición SET GUADALUPE-02N CE-010COR1C1ESBMD1 2013

HIDRANDINA Guadalupe - Guadalupe 02 LÍNEA LT-060COR0PMS0C1240A 2013




HIDRANDINA Celda de Línea 60 kV a Guadalupe 02N SET GUADALUPE CE-060COR1C1ESBLI2 2014

HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador SET GUADALUPE-02N CE-060COR1C1ESBLT2 2014

HIDRANDINA Transformador 60/23/10 kV de 30 MVA SET GUADALUPE-02N TP-060023010-030CO1E 2014

Como sustento, HDNA señala que técnicamente resulta más ventajoso instalar las celdas en ambientes interiores, más aún si los efectos nocivos del ambiente exterior son de consideración. Ocupan espacios más pequeños, en comparación con las celdas tipo exterior. El equipamiento de las celdas tipo exterior estaría expuesto a las condiciones ambientales nocivas y requeriría de mayor mantenimiento.

Indica que en el estudio definitivo se ha considerado esta nueva configuración de los alimentadores para la Nueva SET Guadalupe 2.

En cuanto a la instalación de cable OPGW, éste se considera de acuerdo al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N° 01 donde adjunta el estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERIA A NIVEL DE EJECUCION PARA LA L.T. 60 KV SET GUADALUPE – NUEVA SET GUADALUPE 2 Y SUBESTACIONES ASOCIADAS”.

3.3.2.2 LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo

HDNA solicita el cambio del conductor AAAC de 240 mm2 por ACAR 253

mm2, incluyendo la instalación de cable OPGW 87 mm2 con 24 hilos de fibras ópticas, cambio en la SET Malabrigo del transformador de 30 MVA de dos devanados 138/10 KV por otro de tres devanados 138/23/10 kV, agregando la celda de transformador, cinco celdas de alimentador y una celda de medición en 23 kV, según los siguientes cuadros:





MINEM* Santiago De Cao - Malabrigo LÍNEA LF-138COR0PMS1C4253A 2014

MINEM* Transformador 138/23/10 kV de 30 MVA SET N-MALABRIGO TP-138023010-030CO1E 2014

MINEM* Celda de Transformador SET N-MALABRIGO CE-023COR1C1ESBTR1 2014

MINEM* Celda Alimentador SET N-MALABRIGO CE-023COU1MCISBAL1 2014





MINEM* Celda de Medición SET N-MALABRIGO CE-023COU1MCISBMD1 2014



MINEM* Santiago De Cao - Malabrigo LÍNEA LT-138COR0PMS0C5240A 2014

MINEM* Transformador 138/10 kV de 30 MVA SET N-MALABRIGO TP-138010-030CO1E 2014




MINEM* Celda de Transformador SET SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBTR3 2014




MINEM* Celda de Transformador SET N-MALABRIGO CE-010COR1C1ESBTR1 2014

MINEM* Celda de Medición SET N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBMD1 2014

MINEM* Celda de Línea a Malabrigo SET SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBLI3 2014

MINEM* Celda de Línea a Trujillo Norte (Derivación) SET SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBLI3 2014

MINEM* Celda de Línea Transformador SET N-MALABRIGO CE-138COR1C1ESBLT3 2014



HDNA Celda Alimentador SET SANTIAGO DE CAO CE-010COU1MCISBAL1 2015

Como sustento, HDNA señala que el conductor requerido se debe a su mayor capacidad y mejor comportamiento en la zona del proyecto, mientras que la instalación del cable OPGW se considera de acuerdo al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°02 donde se adjunta el estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERIA A NIVEL DE EJECUCION LINEA DE TRANSMISION 138 kV SANTIAGO DE CAO – NUEVA MALABRIGO”.



3.3.2.3 LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur

HDNA solicita postergar hasta el año 2014 la implementación de esta línea y los Elementos considerados para ambas subestaciones conexas, previstos en el Plan vigente para el año 2013, el cambio del conductor AAAC 240 mm2 de 9,3 km a ACAR 300 mm2 de 12,8 km, postes de acero a cambio de postes de madera y acero, incluyendo la instalación de cable OPGW 87 mm2 con 24 hilos de fibras ópticas.

Solicita además adicionar una nueva celda de línea 138 kV en la SET Trujillo Nor Oeste para la configuración en “PI” de las barras, a fin de establecer las salidas de línea a SET Trujillo Norte y SET Trujillo Sur.




MINEM* Trujillo Nor Oeste - Trujillo Sur (1) LÍNEA LF-138COU0PAS1C4300A 2014

HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV a Trujillo Norte SET TRUJILLO NOR OESTE CE-138COU1C1ESBLI3 2014



MINEM* Trujillo Nor Oeste - Trujillo Sur (1) LÍNEA LT-138COU0AMS0C5240A De 2011 a 2013



HIDRANDINA Celda Alimentador SET TRUJILLO SUR CE-010COU1MCISBAL1 2014

MINEM* Celda de Línea a Trujillo Nor Oeste SET TRUJILLO SUR CE-138COU1C1ESBLI3 2014

MINEM* Celda de Línea a Trujillo Sur SET TRUJILLO NOR OESTE CE-138COU1C1ESBLI3 2014



HIDRANDINA Transformador 138/60/10 kV de 60 MVA SET TRUJILLO SUR TP-138060010-060CO1E 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TRUJILLO SUR CE-060COU1C1ESBTR2 2014

HIDRANDINA Celda de Línea a La Huaca del Sol SET TRUJILLO SUR CE-060COU1C1ESBLI2 2014

HIDRANDINA Celda de Acoplamiento Longitudinal SET TRUJILLO SUR CE-010COU1MCISBLA1 2014


Como sustento, HDNA señala que la celda de línea adicional se debe a la nueva configuración “PI” requerida en la SET Trujillo Nor Oeste, la longitud de la línea es mayor debido a la definición del trazo de ruta óptimo, el cambio de tipo de conductor de AAAC 240 mm2 por el ACAR 300 mm2 se debe a la mayor capacidad técnica del conductor y mejor comportamiento en la zona del proyecto. Asimismo, se opta por postes de acero galvanizado auto-soportados debido a que la línea recorre la zona urbana de Trujillo y por los pocos espacios disponibles en las calles y se considera la instalación de cable OPGW de acuerdo a lo establecido en el Decreto Supremo N° 034-2010-MTC.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°03 donde adjunta el estudio de



ingeniería denominado: “LINEA DE TRANSMISION 138 kV SET TRUJILLO NOR OESTE – SET TRUJILLO SUR”.

3.3.2.4 Nueva SET La Huaca del Sol y Líneas asociadas

HDNA solicita aprobar para el año 2014 el tramo de línea 60 kV, doble terna,

postes de concreto, de 0,07 km, AAAC 240 mm2, con cable OPGW de 24 fibras ópticas, que servirá de empalme a la LT Trujillo Sur-Virú existente y; línea 33 kV La Huaca del Sol – Salaverry (Moche) en 33 kV de 0,615 km, AAAC 185mm2, postes de concreto y, tramo de línea subterráneo en 33 kV de 0,400 km, N2XSY 185mm2; así como la postergación para el año 2014 del transformador 60/33/10 kV y demás equipamiento de la nueva SET La Huaca del Sol previstos para el año 2013, según los siguientes cuadros:



HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET LA HUACA DEL SOL CE-010COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Deriv Huaca del Sol - Huaca del Sol 33kV LÍNEA LT-033COR0PCS0C1185A 2014

HIDRANDINA Deriv Huaca del Sol - Huaca del Sol 60 kV LÍNEA LF-060COU0PCD1C1240A 2014



HIDRANDINA Celda de Línea a Trujillo Sur SET LA HUACA DEL SOL CE-060COU1C1ESBLI3 2014

HIDRANDINA Celda de Línea a Virú Nueva SET LA HUACA DEL SOL CE-060COU1C1ESBLI3 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET LA HUACA DEL SOL CE-060COU1C1ESBTR3 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET LA HUACA DEL SOL CE-010COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador SET LA HUACA DEL SOL CE-010COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Celda de Medición SET LA HUACA DEL SOL CE-010COU1MCISBMD1 2014

HIDRANDINA Transformador 60/33/10 kV de 30 MVA SET LA HUACA DEL SOL TP-060033010-030CO1E 2014

HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador a Salaverry SET LA HUACA DEL SOL CE-033COU1C1ESBLT2 2014



HIDRANDINA Celda Alimentador SET LA HUACA DEL SOL CE-010COU1MCISBAL1 2014

Como sustento HDNA señala que la Celda de línea adicional se debe a la nueva configuración de alimentadores propuestos por el Consultor, además de la necesidad de construir los tramos de línea en 33 kV y 10 kV para enlazarse a los alimentadores existentes.

Asimismo, señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°04 donde adjunta el estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO E INGENIERÍA A NIVEL DE EJECUCIÓN DE OBRA PARA LA NUEVA SUBESTACIÓN HUACA DEL SOL Y L.T. ASOCIADA”.

3.3.2.5 LT 138 kV Chimbote Norte - Trapecio

HDNA solicita postergar hasta el año 2014 la implementación de esta línea y los Elementos considerados para ambas subestaciones conexas, previstos para el año 2013 para el caso de la SET Chimbote Norte y 2012 para el caso de la SET Trapecio, así como el cambio del conductor AAAC 240 mm2 de

9,74 km por AAACE 236 mm2 de 10,87 km, con postes de acero, en doble



terna para los ingresos a las subestaciones e, incluyendo la instalación de

cable OPGW 78,9 mm2 con 48 hilos de fibras ópticas, según los siguientes cuadros:



HIDRANDINA Chimbote Norte - Trapecio LÍNEA LF-138COU0PAS1C5240A 2014

HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV a Chimbote 01 SET CHIMBOTE NORTE CE-138COU1C1ESBLI3 2014



HIDRANDINA Chimbote Norte - Trapecio LÍNEA LT-138COU0AMS0C5240A De 2011 a 2013



HIDRANDINA Celda de Línea a Chimbote Sur SET TRAPECIO CE-138COU1C1ESBLI3 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TRAPECIO CE-138COU1C1ESBTR3 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TRAPECIO CE-138COU1C1ESBTR3 2014

(liquidado)

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TRAPECIO CE-010COU1MCISBTR1 2014

(liquidado)

HIDRANDINA Celda de Línea a Trapecio SET CHIMBOTE NORTE CE-138COU1C1ESBLI3 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador SET TRAPECIO CE-010COU1MCISBAL1 2014


HIDRANDINA Celda de Línea a Chimbote Norte SET TRAPECIO CE-138COU1C1ESBLI3 2014



HIDRANDINA Celda de Medición SET CHIMBOTE NORTE CE-023COU1MCISBMD1 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET CHIMBOTE NORTE CE-023COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 30 MVA SET CHIMBOTE NORTE TP-138023010-030CO1E 2014

HIDRANDINA Celda de Medición SET TRAPECIO CE-010COU1MCISBMD1 2014

HIDRANDINA Celda de Acoplamiento SET TRAPECIO CE-010COU1MCISBLA1 2014



HIDRANDINA Celda Alimentador SET CHIMBOTE NORTE CE-023COU1MCISBAL1 De 2011 a 2014

Como sustento, HDNA indica que la celda de línea adicional es requerida debido a que actualmente en la SET Chimbote Norte existe una celda línea-transformador y debe implementarse una configuración en PI, la instalación del cable OPGW se considera de acuerdo al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC y la mayor longitud de línea obedece a la definición del trazo de ruta óptimo.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°05 donde adjunta el estudio de ingeniería denominado: “ENLACE LÍNEA DE TRANSMISIÓN 138 kV SET CHIMBOTE NORTE – SET TRAPECIO INCLUYE AMPLIACIÓN Y ADECUACIÓN DE BAHÍAS EN SET CHIMBOTE NORTE Y SET TRAPECIO”.



3.3.2.6 Nueva SET Moyococha y LT 60 kV asociada

HDNA solicita el cambio del conductor AAAC de 120 mm2 y cable de guarda

de acero galvanizado 5/16” EHS y estructuras de simple terna, por conductor

AAAC 150 mm2 con dos cables de guarda OPGW de 103,4 mm2 con 48 hilos

de fibras ópticas y estructuras en doble terna, la inclusión de las dos celdas de línea 60 kV para una configuración “PI” a cambio de la celda línea-transformador que se había considerado en el Plan vigente para una derivación en “T” de la línea Cajamarca Norte-Cajamarca existente, además de considerar todas las celdas MT tipo Metal Clad al interior a cambio de las de tipo convencional al exterior aprobadas en dicho Plan.

Asimismo, se solicita la aprobación de un nuevo transformador 60/23/10 kV de 30 MVA con sus respectivas celdas de transformador a cambio de la rotación del transformador de reserva ubicado en la SET Cajamarca.




HIDRANDINA Celda de Transformador 60 kV SET MOYOCOCHA CE-060SIU2C1ESBTR2 2015

HIDRANDINA Moyococha - Derv. Cajamarca LÍNEA LF-060SIR1TAD1C1150A 2015

HIDRANDINA Celda de Línea 60 kV a Cajamarca Norte SET MOYOCOCHA CE-060SIU2C1ESBLI2 2015

HIDRANDINA Celda de Línea 60 kV a Cajamarca SET MOYOCOCHA CE-060SIU2C1ESBLI2 2015

HIDRANDINA Transformador 60/23/10 kV de 30 MVA SET MOYOCOCHA TP-060023010-030SI2E 2015

HIDRANDINA Celda de Transformador SET MOYOCOCHA CE-023SIU2MCISBTR2 2015

HIDRANDINA Celda de Medición SET MOYOCOCHA CE-010SIU2MCISBMD1 2015

HIDRANDINA Celda Alimentador SET MOYOCOCHA CE-023SIU2MCISBAL1 2015

HIDRANDINA Celda de Medición SET MOYOCOCHA CE-023SIU2MCISBMD1 2015



HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador SET MOYOCOCHA CE-060SIU2C1ESBLT2 2015

HIDRANDINA Moyococha - Derv. Cajamarca LÍNEA LT-060SIR1TAS1C1120A 2015

HIDRANDINA Celda de Medición SET MOYOCOCHA CE-010SIU2C1ESBMD1 2015



HIDRANDINA Celda de Transformador SET MOYOCOCHA CE-010SIU2C1ESBTR1 2015





Como sustento, HDNA señala que la ubicación de la nueva SET Moyococha propuesta inicialmente a una distancia aproximada de 2,6 km de la línea existente, no es estratégica, ya que esta ubicación viene siendo rodeada por el crecimiento poblacional de la zona que lo limitaría en futuras ampliaciones como viene sucediendo con la subestación Cajamarca y además no sería el centro de carga.

Las dos celdas de líneas 60 kV adicionales se deben a la configuración en PI propuesta para el lado 60 kV de la SET Moyococha, por lo que se usarán



estructuras de celosía en doble terna con doble cable de guarda para la protección por apantallamiento de los dos circuitos.

En cuando a la sección del conductor de fase, será de 150 mm2, según la evaluación de la selección técnica económica del calibre del conductor y, se considera la instalación de cable OPGW de acuerdo al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°06 donde adjunta el estudio de ingeniería denominado: “NUEVA SUBESTACION MOYOCOCHA Y LINEA DE TRANSMISION 60 kV ASOCIADA”.

3.3.2.7 Ampliación SET Porvenir

HDNA solicita postergar para el año 2014 la implementación de los Elementos adicionales previstos para el año 2013 en esta SET y asimismo, por razones operativas y de continuidad del servicio, solicita que el nuevo transformador 138/22,9/10 kV de 60 MVA tenga su propia ubicación y no la misma que el transformador en actual operación que reemplazará y, considerar asimismo las celdas MT del tipo metal clad al interior a cambio de las de tipo convencional al exterior aprobadas en el Plan, según los siguientes cuadros:



HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET PORVENIR CE-023COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET PORVENIR CE-010COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET PORVENIR CE-010COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET PORVENIR CE-010COU1MCISBMD1 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET PORVENIR CE-138COU1C1ESBTR3 2014



HIDRANDINA Celda de Transformador SET PORVENIR CE-023COU1C1ESBTR1 2013

HIDRANDINA Celda Alimentador SET PORVENIR CE-023COU1C1ESBAL1 2013

HIDRANDINA Celda Alimentador SET PORVENIR CE-023COU1C1ESBAL1 2013

HIDRANDINA Celda de Medición SET PORVENIR CE-023COU1C1ESBMD1 2013



HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 60 MVA SET PORVENIR TP-138023010-060CO1E 2014



HIDRANDINA Celda Alimentador SET PORVENIR CE-010COU1MCISBAL1 2015

Como sustento, HDNA sostiene que técnicamente resulta más ventajoso instalar las celdas en ambientes interiores, ya que los efectos nocivos del ambiente harían que un equipamiento al exterior requiera de un mayor



mantenimiento, como lo es el caso de la SET Porvenir. Además las celdas metal clad ocupan un menor espacio en comparación con las celdas tipo exterior, por lo que posibilita reservas para tres alimentadores adicionales.

Señala asimismo, que la protección de líneas de alimentadores con el uso de recloser no es conveniente, en comparación con el uso de relés e interruptores de potencia. Los recloser están más recomendados para subestaciones rurales y donde las fallas de carácter temporal son frecuentes y no existe monitoreo, de lo contrario se pone en riesgo al transformador de potencia.

Por otro lado, indica que es más confiable colocar una celda en 138 kV adicional para garantizar la continuidad de suministro a cargas atendidas desde la SET Porvenir, en lugar de colocar el nuevo transformador en la misma ubicación del transformador existente.

Desestima ubicar el nuevo transformador en la misma ubicación que el transformador existente por las siguientes razones:

- Al existir espacios disponibles para la implementación de una bahía nueva es preferible técnicamente instalar equipamiento nuevo que permita la operación confiable de todo el módulo de transformación, asegurando el funcionamiento adecuado del equipo principal (transformador de potencia) y así garantizar su vida útil y salvaguardar los términos de la garantía del equipo.

- La implementación puede realizarse con el menor impacto, en cuanto a interrupciones de servicio se refiere garantizando la entera satisfacción del cliente, menores pérdidas por energía dejada de vender y evitando el pago de compensaciones.

- Las labores de montaje del transformador de potencia serán realizadas por el proveedor del equipo bajo consideraciones técnicas recomendables por la envergadura del equipo. Instalarlo en una bahía nueva, permite desarrollar los trabajos con extremo cuidado, asegurando el trabajo adecuado, permitiendo el desarrollo normal de las pruebas y las precauciones durante la energización inicial (24 horas en vacío, según recomendaciones de los fabricantes de transformadores) y salvaguardando la integridad del equipo y cumpliendo con los términos para la validez de la garantía y la asignación de responsabilidades ante un eventual fallo.

- Reducirá los riesgos de HDNA por lo siguiente: La movilización de transformadores de la envergadura del existente (equipos muy particulares cuya reposición y/o remplazo no es inmediato) y con el equipamiento ensamblado no es técnicamente recomendable y corre el riesgo de deteriorarse, circunstancia que sería lamentable y pondría en grave situación de emergencia el suministro de la subestación Porvenir.

Como parte del sustento HDNA señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO incluye el ANEXO N°07 donde adjunta un estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERÍA A NIVEL DE EJECUCIÓN DE OBRA PARA LA AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN PORVENIR”.



3.3.2.8 Ampliación SET Trujillo Sur

HDNA solicita postergar para el año 2014 la implementación de los Elementos adicionales previstos para el año 2013 en esta SET y asimismo, por razones operativas y de continuidad del servicio se solicita que el nuevo transformador 138/60/10 kV de 60 MVA tenga su propia ubicación y no la misma que el transformador en actual operación que reemplazará y, considerar las celdas MT del tipo metal clad al interior a cambio de las de tipo convencional al exterior (o recloser) aprobadas en el Plan, según los siguientes cuadros:



HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET TRUJILLO SUR CE-138COU1C1ESBTR3 2014

Cuadro N°51: Elementos que ya se solicitaron POSTERGAR



MINEM* Celda de Línea a Trujillo Nor Oeste SET TRUJILLO SUR CE-138COU1C1ESBLI3 2014

Cuadro N°52: Elementos que ya se solicitaron MANTENER


HIDRANDINA Transformador 138/60/10 kV de 60 MVA SET TRUJILLO SUR TP-138060010-060CO1E 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET TRUJILLO SUR CE-060COU1C1ESBTR2 2014

HIDRANDINA Celda de Línea a La Huaca del Sol SET TRUJILLO SUR CE-060COU1C1ESBLI2 2014

HIDRANDINA Celda de Acoplamiento Longitudinal SET TRUJILLO SUR CE-010COU1MCISBLA1 2014


Como sustento, HDNA sostiene que desestima reemplazar el nuevo transformador en la misma ubicación que el transformador existente debido a que actualmente el transformador TP-A027 (Bruce Peebles), según reportes de HDNA del año 2012, atiende aproximadamente 10,7 MW y los transformadores TPA005 y TP-A026 atienden 34,20 MW y 27,61 MW, respectivamente, con demandas cercanas al límite de la capacidad ONAF para estos dos últimos, por tanto no es viable implementar la ubicación del nuevo transformador en la posición actual del transformador (Pebbles) a retirar, sin perjudicar la atención de la demanda actual y futura, mientras se implemente el presente proyecto.

Además, por las mismas razones señaladas para el caso de la ampliación de

la SET Porvenir, considera más confiable colocar una celda en 138 kV adicional, en lugar de colocar el nuevo transformador en la misma ubicación del transformador Pebbles existente.

Como parte del sustento, HDNA señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°08 donde adjunta un estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERÍA A NIVEL DE EJECUCIÓN DE OBRA PARA LA AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN TRUJILLO SUR”.



3.3.2.9 Ampliación SET Casma

HDNA solicita considerar todas las celdas MT del tipo Metal Clad al interior a cambio de las de tipo convencional al exterior, aprobadas en el Plan para el año 2016 y, agregar además una celda de alimentador en 23 kV, según los siguientes cuadros:



HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET CASMA CE-023COU1MCISBTR1 2016

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET CASMA CE-023COU1MCISBAL1 2016

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET CASMA CE-023COU1MCISBAL1 2016



HIDRANDINA Celda de Transformador SET CASMA CE-023COR1C1ESBTR1 2016

HIDRANDINA Celda Alimentador SET CASMA CE-023COR1C1ESBAL1 2016



HIDRANDINA Transformador 138/22.9/10 kV de 15 MVA SET CASMA TP-138023010-015CO1E 2016

Como sustento, HDNA señala que por las mismas razones señaladas para el caso de la SET El Porvenir, es conveniente que las celdas MT sean del tipo Metal Clad al interior.

Al respecto, informa que actualmente existen dos alimentadores que operan de manera precaria (hacia Quillo y Tortugas) por lo que se requiere de dos celdas de alimentador para el reemplazo correspondiente. Agrega que una ya fue aprobada en el Plan vigente, por lo que solicita una segunda Celda Alimentador en 22,9 kV.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N°09 donde adjunta un estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO E INGENIERIA A NIVEL EJECUCIÓN DE OBRA PARA LA AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACION CASMA”.

3.3.2.10 Ampliación SET Nepeña

HDNA solicita postergar para el año 2014 la implementación de los Elementos previstos para el año 2013 en el Plan de Inversiones vigente y, considerar todas las celdas MT tipo Metal Clad al interior a cambio de las de tipo convencional al exterior aprobadas en dicho Plan, además de agregar dos celdas de alimentador en 23 kV y dos celdas de alimentador en 13,8 kV.




HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET NEPEÑA CE-023COU1MCISBTR1 2014




HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET NEPEÑA CE-023COU1MCISBAL1 2014


HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET NEPEÑA CE-023COU1MCISBMD1 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador 13.8 kV SET NEPEÑA CE-010COU1MCISBTR1 2014





HIDRANDINA Celda de Transformador SET NEPEÑA CE-023COR1C1ESBTR1 2013

HIDRANDINA Celda Alimentador SET NEPEÑA CE-023COR1C1ESBAL1 2013

HIDRANDINA Celda de Medición SET NEPEÑA CE-023COR1C1ESBMD1 2013



HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 15 MVA SET NEPEÑA TP-138023010-015CO1E 2014

Como sustento, simplemente señala que este pedido se debe al crecimiento de la demanda en la zona y, además, la mayor capacidad del transformador de potencia implica el reemplazo de la celda de transformador en 13,8 kV por capacidad de equipamiento.

3.3.2.11 Ampliación SET Chimbote Sur

HDNA solicita postergar para el año 2014 la implementación de los Elementos previstos para el año 2013 en el Plan de Inversiones vigente y, considerar todas las celdas MT tipo Metal Clad al interior a cambio de las de tipo convencional al exterior aprobadas en dicho Plan y; agregar una celda de transformador 138 kV para el nuevo transformador, una celda de alimentador en 23 kV y una celda de alimentador en 13,8 kV.




HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET CHIMBOTE SUR CE-138COU1C1ESBTR3 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador 13.8 kV SET CHIMBOTE SUR CE-010COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET CHIMBOTE SUR CE-023COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET CHIMBOTE SUR CE-010COU1MCISBAL1 2014



HIDRANDINA Celda de Transformador SET CHIMBOTE SUR CE-023COU1MCISBTR1 2014

HIDRANDINA Celda de Medición SET CHIMBOTE SUR CE-023COU1MCISBMD1 2014




HIDRANDINA Celda Alimentador SET CHIMBOTE SUR CE-023COU1MCISBAL1 2014

HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 30 MVA SET CHIMBOTE SUR TP-138023010-030CO1E 2014

Como sustento, HDNA señala que este pedido se debe al crecimiento de la demanda: Conjuntos Habitacionales, crecimiento del Parque Industrial y nueva Planta de Tratamiento.

Asimismo, la mayor capacidad del transformador de potencia implica el reemplazo de la celda de transformador en 13.8 kV por capacidad de equipamiento.

Además, la implementación de una bahía nueva puede realizarse con el menor impacto, en cuanto a interrupciones de servicio se refiere, garantizando la entera satisfacción del cliente, menores pérdidas por energía dejada de vender y evitando el pago de compensaciones.

Indica que las bases existentes, rieles y soportes metálicos de equipos están en malas condiciones, además de la antigüedad de los equipos existentes en la bahía de transformación, lo cual no garantizaría la vida útil del transformador nuevo a instalar.

3.3.2.1 LT 66 kV Derv. Pierina - Huaraz

HDNA solicita postergar hasta el año 2014 su implementación y Elementos considerados para ambas subestaciones conexas, previstos para el año 2013 en el Plan vigente, considerando además la instalación de cable de guarda de Acero Galvanizado EHS 50 mm², con cable OPGW de 48 hilos de fibras ópticas, así como el cambio de las celdas tipo convencional por celdas tipo Metal Clad.

Solicita además el reconocimiento de la instalación del tramo de línea, doble terna, en 138 kV de 0.44 km, AAAC 240 mm2, con cable de guarda Acero Galvanizado EHS 50 mm², con cable OPGW 48 hilos de fibras ópticas, que sirve de enlace entre el punto de corte (derivación en PI) de la LT 138 kV Huallanca – Pierina y la SET Derivación Pierina.




HIDRANDINA Derivación Pierina - Derivación Huaraz LÍNEA LF-060SIR1TAS1C1240A 2014

HIDRANDINA Reforzamiento Derivación Huaraz - Huaraz LÍNEA LF-060SIR1TAS1C1240A-dif 2014

HIDRANDINA LT Derivación Pierina a Huallanca - Pierina LÍNEA LF-138SIR1TAD1C1240A 2014



HIDRANDINA Derivación Pierina - Derivación Huaraz LÍNEA LT-060SIR1TAS1C1240A 2013

HIDRANDINA Reforzamiento Derivación Huaraz - Huaraz LÍNEA LT-060SIR1TAS1C1240A-dif 2013





HIDRANDINA Celda de Línea a Huallanca SET DERIVACIÓN PIERINA CE-138SIR3C1ESBLI3 2014

HIDRANDINA Celda de Línea a Mina Pierina SET DERIVACIÓN PIERINA CE-138SIR3C1ESBLI3 2014

HIDRANDINA Celda de Transformador SET DERIVACIÓN PIERINA CE-138SIR3C1ESBTR3 2014

HIDRANDINA Celda Línea Transformador SET DERIVACIÓN PIERINA CE-060SIR3C1ESBLT2 2014

HIDRANDINA Transformador 138/60/10 kV de 40 MVA SET DERIVACIÓN PIERINA TP-138060010-040SI3E 2014



HIDRANDINA Celda de Línea a Huaraz SET DERIVACIÓN PIERINA CE-060SIR3C1ESBLI2 2014

HIDRANDINA Celda de Línea a Ticapampa SET DERIVACIÓN PIERINA CE-060SIR3C1ESBLI2 2014

Como sustento, simplemente señala que este pedido está relacionado con el enlace de la Nueva SET Derivación Pierina cortando la línea Huallanca – Mina Pierina existente en 138 kV y la instalación del cable OPGW se considera de acuerdo al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC.

Como parte del sustento señala que en el archivo magnético que acompaña al ESTUDIO se incluye el ANEXO N° 10 donde adjunta un estudio de ingeniería denominado: “ESTUDIO DE FACTIBILIDAD, DEFINITIVO A NIVEL DE EJECUCION PARA MEJORAR LA CAPACIDAD INSTALADA Y CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL CALLEJON DE HUAYLAS Y CONCHUCOS NORTE”.

3.3.3 Por Otras Razones

3.3.3.1 Requerimiento de Transformadores de Reserva

HDNA solicita incluir transformadores de reserva para el Área de Demanda 3,

según el siguiente cuadro:



HIDRANDINA Transformador 60 MVA 138/60/10 kV DPTO. LA LIBERTAD TP-138060010-020CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 40 MVA 138/34.5/13.8 kV DPTO. LA LIBERTAD TP-138033010-040CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 20 MVA 60/22.9/10 kV DPTO. LA LIBERTAD TP-060023010-020CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 15 MVA 34.5/10 kV DPTO. LA LIBERTAD TP-033010-015CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 10 MVA 33/13.8 kV DPTO. LA LIBERTAD TP-033010-010CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 30 MVA 138/66/13.8 kV DPTO. ANCASH TP-138060010-020CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 10 MVA 138/10 kV DPTO. ANCASH TP-138010-010CO1E 2015

HIDRANDINA Transformador 10 MVA 66/13.8 kV DPTO. ANCASH TP-060010-010SI3E 2015

HIDRANDINA Transformador 30 MVA 60/22.9/10 kV DPTO. CAJAMARCA TP-060023010-030SI2E 2015



Como sustento, HDNA acompaña a su ESTUDIO el documento denominado “Estudio de justificación técnica económica de Reserva de Capacidad de Transformación en los sistemas de Hidrandina”, donde se estima el costo de tener un determinado nivel de confiabilidad del servicio, con base en una estadística de fallas y el análisis de dos alternativas (sólo transformadores de reserva o ayudado con transferencia de carga) para lograr el menor tiempo de reposición del suministro eléctrico, a fin de justificar las inversiones en transformadores de reserva.

Considera para su análisis las seis unidades de negocio dentro de su área de concesión (Trujillo, La Libertad Norte, Cajamarca, Conchucos, Chimbote y Huaraz), según lo muestra en el siguiente gráfico:



4. Observaciones al Estudio de sustento

A través del Oficio N° 0694-2014-GART, el 22 de julio de 2014, Osinergmin remitió a HDNA las observaciones al ESTUDIO, estableciendo como plazo el 25 de agosto de 2014 para la presentación de las respuestas y correcciones de ser el caso.

Entre otras, las principales observaciones formuladas por Osinergmin al ESTUDIO, son las siguientes:

- Falta completar la información conforme a lo requerido en la Norma Tarifas, para verificar la proyección de la demanda presentada por la solicitante, dentro de la cual se incluyen los registros cada 15 minutos en cada devanado de los transformadores, correspondientes al año 2013.

- Faltan los cálculos que justifiquen el dimensionamiento de los nuevos transformadores que se están requiriendo.

- Falta la evaluación técnica y económica de alternativas, para los casos en los que se solicita la postergación o el adelanto de las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones vigente.

- Se requiere la justificación técnica y económica, de cada caso, para los que se solicita el cambio de las celdas MT tipo convencional al exterior previstas en el Plan de Inversiones vigente, por celdas tipo metal clad al interior.

- Se requiere mayor sustento para la solicitud de nuevos transformadores de reserva para el Área de Demanda 2, incluyendo la presentación del Plan de Contingencias en Transmisión para el Área de Demanda 2, el cual indefectiblemente debe estar asociado a este requerimiento.

- No se presentan todos los formatos relacionados con la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, de conformidad con lo requerido en la Norma Tarifas.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, el 25 de agosto de 2014, con carta GR/F-1533-2014, HDNA presentó las respuestas a las observaciones efectuadas al ESTUDIO e información complementaria que acompaña como sustento de dichas respuestas.

Es importante señalar que HDNA no presenta una nueva versión del ESTUDIO, debidamente corregido en mérito a la subsanación de las observaciones, razón por la cual se considera que la solicitante ratifica el contenido de la versión original de su ESTUDIO, teniendo las respuestas dadas por HDNA carácter de sustento de dicha ratificación.

El análisis de todas las respuestas de HDNA a las observaciones formuladas al ESTUDIO, se desarrolla en el Anexo A del presente informe.



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por HDNA en su PROPUESTA INICIAL, así como las respuestas a las observaciones formuladas al ESTUDIO e información complementaria presentada como sustento de las mismas.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información complementaria ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a definir la proyección de la demanda y analizar cada pedido de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, a fin de pronunciarse en cumplimiento de lo establecido en e marco regulatorio vigente.

A continuación se presenta el análisis realizado por Osinergmin, cuyos cálculos que han sido necesarios realizar, se encuentran en los archivos magnéticos publicados en la página Web de Osinergmin, al igual que toda la información presentada por la solicitante e interesados.

6.1 Actualización de la Demanda

Dado que se requiere analizar los pedidos de HDNA sobre postergación de la fecha de puesta en servicio de determinados proyectos, que de una u otra manera estarían relacionados con una variación de la demanda proyectada para el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, se procede a actualizar la proyección de la demanda del Área de Demanda 3.

Esta actualización se realiza, toda vez que las respuestas dadas por HDNA a las observaciones formuladas a su ESTUDIO, mantienen aspectos que no han sido subsanados adecuadamente.

A continuación se desarrolla dicha actualización, según la metodología establecida en la Norma Tarifas y con base en la mejor información disponible:



6.1.1 Información Base

Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado HDNA, han sido revisadas teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin: “SICOM_1996_2013” y “SICLI 2010-2013”, las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

Variables explicativas

Se considera como variables explicativas al comportamiento de la demanda: los datos históricos del PBI por departamento, los cuales son 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 – 2013”, los datos históricos de POBLACIÓN 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), la cantidad de CLIENTES que dispone Osinergmin en la Base de Datos SICOM 1996-2013, la cual se mantiene actualizada con la información reportada periódicamente por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico y la ENERGÍA vendida contenida también en la misma base de datos hasta el año 2013.

6.1.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados Se revisa la proyección de la demanda con data histórica al año 2013, a fin de analizar la alternativa aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017 para la dotación de energía en el Área de Demanda 3, de manera comparativa con la propuesta de HDNA. De acuerdo a la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, para la proyección de las ventas de energía de los Usuarios Regulados 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 Libres De acuerdo a la Norma Tarifas, la proyección de la demanda de estos usuarios se realiza, según lo informado por los propios Usuarios Libres, en base a las encuestas realizadas por los correspondientes suministradores. Dado que HDNA no ha presentado proyecciones de incrementos de carga de los actuales Usuarios Mayores en la zona, se ha considerado que el consumo de energía de estos usuarios se mantiene igual al determinado para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.



6.1.4 Demandas en Bloque En el caso de las demandas en bloque, actuales y nuevas, éstas son incorporadas a la proyección de la demanda, en tanto y en cuanto hayan sido debidamente sustentadas según lo establece la NORMA TARIFAS.

En el siguiente cuadro se consignan los valores de estas cargas:

Cuadro Nº 6.1 PRONUNCIAMIENTO OSINERGMIN – ÁREA DE DEMANDA 3

DEMANDAS EN BLOQUE (MW)

SUBESTACIÓN BARRA USUARIO TENSIÓN

(Kv)

MÁXIMA

DEMANDA

(MW)

LA QUINUA LQUIN220 MINERA YANACOCHA (GOLD MILL) 220.0 26.04

CAJABAMBA CAJAB060 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA 60.0 7.10

CERRO CORONA CCORO220 GOLD FIELDS LA CIMA 220.0 20.90

LA PAJUELA LPAJU060 MINERA YANACOCHA (LA PAJUELA) 60.0 52.01

HUALLANCA HLLCA138 MINERA BARRICK MISQUICHILCA 138.0 9.96

ANTAMINA ANTAM220 MINERA ANTAMINA 220.0 100.14

TAYABAMBA TAYAB138 MINERA AURIFERA RETAMAS 138.0 10.51

LLACUABAMBA LLACU023 CONSORCIO MINERO HORIZONTE 22.9 10.05

HUALLANCA HUALL33 MINERA SANTA LUISA 33.0 5.08

VIZCARRA VIZC220 MINERA ANTAMINA (SVC) 220.0 1.25

VIZCARRA VIZC220 MINERA ANTAMINA - AMPLIACIÓN 220.0 30.07

TICAPAMPA TICAP023 MINERA LINCUNA 22.9

PALLASCA PALLA023 MINERA TUNGSTENO MALAGA 22.9

CHIMBOTE 2 SIDNOR13 SIDERPERU 13.2 31.09

CHIMBOTE 2 SIDSUR13 SIDERPERU 13.2 25.51

GUADALUPE GUADA060 CEMENTOS NORTE PACASMAYO 60.0 37.57

STGO DE CAO SGCAO013 TRUPAL 220.0 9.95

TRUJILLO NORTE TRUJN010 CREDISA TRUJILLO 138.0 4.67

ALTO CHICAMA ALTCH138 MINERA BARRICK MISQUICHILCA (ALTO CHICAMA) 34.0 14.05

NUEVA SET CHAO NCHAO010 CAMPOSOL 13.2 2.96

CASAGRANDE 2 CASAG13B EMPRESA AGROINDUSTRIAL CASA GRANDE 13.2 3.98

TRUJILLO SUR TRUJS10A CORPORACIÓN LINDLEY 7 10.0 4.38

MOTIL MOTIL035 MINERA QUIRUVILCA 33.0 5.62

MOTIL MOTIL035 Cargas Adicionales MOTIL 33.0 0.00

PORVENIR PORVE010 Cargas Adicionales PORVENIR 10.0 0.00

TRUJILLO SUR TRUJS10A Cargas Adicionales TRUJILLO SUR 10.0 0.00

TRUJILLO SUR TRUJS10B Cargas Adicionales TRUJILLO SUR 10.0 0.00

PACASMAYO PACAS010 Cargas Adicionales PACASMAYO 10.0 0.00

La proyección de la demanda de energía de las demandas en bloque existentes se determina considerando sus correspondientes factores de carga, de simultaneidad y/o coincidencia, según nivel de tensión y en cada barra de las SET´s correspondientes, calculados con base en los registros cada 15 minutos contenidos en la base de datos SICLI.



6.1.5 Proyección global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Nuevas Demandas Incorporadas, 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 del Área de Demanda 3, la cual se muestra por nivel de tensión en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6.2 PRONUNCIAMIENTO OSINERGMIN – ÁREA DE DEMANDA 3

Proyección de la Demanda (MWh) OSINERGMIN F-119

RESUMEN DE LA PROYECCION GLOBAL DE LA DEMANDA (GWh)

USUARIOS REGULADOS Y LIBRES

AREA DE DEMANDA: 3

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2013 1,349,407 730,541 2,123,778 4,203,726

2014 1,349,407 737,945 2,308,168 4,395,520

2015 1,349,407 745,713 2,488,909 4,584,029

2016 1,349,407 745,713 2,604,297 4,699,417

2017 1,349,407 745,713 2,727,561 4,822,681

2018 1,349,407 745,713 2,836,013 4,931,133

2019 1,349,407 745,713 2,944,659 5,039,779

2020 1,349,407 745,713 3,053,457 5,148,576

2021 1,349,407 745,713 3,162,372 5,257,492

2022 1,349,407 745,713 3,271,379 5,366,499

2023 1,349,407 745,713 3,380,458 5,475,577

2024 1,349,407 745,713 3,489,591 5,584,711

2025 1,349,407 745,713 3,598,769 5,693,888

2026 1,349,407 745,713 3,707,979 5,803,099

2027 1,349,407 745,713 3,817,216 5,912,336

2028 1,349,407 745,713 3,926,473 6,021,593

2029 1,349,407 745,713 4,035,746 6,130,866

2030 1,349,407 745,713 4,145,031 6,240,151

2031 1,349,407 745,713 4,254,326 6,349,446

2032 1,349,407 745,713 4,363,628 6,458,748

2033 1,349,407 745,713 4,472,936 6,568,056

2034 1,349,407 745,713 4,582,248 6,677,368

2035 1,349,407 745,713 4,691,564 6,786,684

2036 1,349,407 745,713 4,800,883 6,896,003

2037 1,349,407 745,713 4,910,204 7,005,324

2038 1,349,407 745,713 5,019,526 7,114,646

2039 1,349,407 745,713 5,128,850 7,223,970

2040 1,349,407 745,713 5,238,175 7,333,294

2041 1,349,407 745,713 5,347,500 7,442,620

2042 1,349,407 745,713 5,456,826 7,551,946

2043 1,349,407 745,713 5,566,153 7,661,273

(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115.

(2) El año "0" corresponde al año anterior al de vigencia de la fijación de tarifas. Se consigna el segundo valor proyectado

6.2 Análisis de los Pedidos de Modificación del Plan

Osinergmin ha procedido a analizar la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por HDNA, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible.

La principal base legal en la que se sustenta el presente informe, es la disposición contenida en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, según la cual el respectivo Titular podrá solicitar a Osinergmin la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañado del sustento técnico y económico debidamente documentado,



en caso de darse las siguientes situaciones respecto a lo previsto en dicho Plan:

a) Cambios significativos en la demanda eléctrica proyectada.

b) Modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio.

c) Modificaciones en las condiciones técnicas o constructivas.

d) Otras razones debidamente justificadas.

Según lo desarrollado en la sección 3.2 del presente informe, HDNA ha agrupado sus pedidos de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, señalando como fundamentos las causales a), c) y d) de las anteriormente indicadas.

No obstante, a fin de analizar adecuadamente la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, presentada por HDNA, se evalúan las condiciones actuales en las que se encuentran los proyectos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 y, se ordenan sus pedidos ciñéndolos a las causales establecidas en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE y a la normativa vigente aplicable.

6.2.1 Situación actual

La determinación de las condiciones actuales en las que se encuentra el sistema eléctrico en operación y los proyectos en curso incluidos en el Plan de Inversiones vigente, permite establecer una base a partir de la cual se inicia la evaluación de los pedidos de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, dentro del marco normativo vigente.

En este sentido, entre los días 02 y 03 de octubre 2014, se realizó una visita técnica a determinadas instalaciones y proyectos ubicados en el departamento de La Libertad, en compañía de profesionales de HDNA, verificándose que:

La nueva SET Guadalupe 2 (ahora denominada SET Chepén) se ha ubicado en un lugar distinto al previsto en el Plan de Inversiones y tiene un avance de obras del 98% aproximadamente, mientras que la LT 60 kV Guadalupe-Chepén afronta problemas de saneamiento de servidumbre en tres distintos vanos, según refieren los profesionales de HDNA, por lo que estiman que a mediados de noviembre estaría siendo puesto en servicio este proyecto.

En la SET Pacasmayo se encuentra operando el transformador 60/10 kV de 15/20 MVA ONAN/ONAF traído de la SET Cajamarca, donde se encontraba en calidad de reserva, ubicado en una nueva cimentación, mientras que el anterior se encuentra desconectado y sobre su propia cimentación. Asimismo, HDNA dispone de un nuevo transformador 10/22,9 kV (aún embalado en cajones), que será instalado en esta SET para atender en 22,9 kV el incremento de la carga agroindustrial del Usuario Libre “Glandules” y de otros que se encuentran distantes de la SET Pacasmayo, según refieren los profesionales de HDNA.



Se observa en la SET Casagrande 2 que la carga agroindustrial del Usuario Libre Grupo Gloria, se ha reducido significativamente (cero en el momento de la visita), por lo que el actual transformador 34,5/13,8 kV de 8,4 MVA viene operando con una carga máxima de 3,5 MW.

Aunque en menor grado, en la SET Casagrande 1 también se registra una reducción de la carga agroindustrial del Grupo Gloria. Cabe señalar que en esta SET se encuentran dos pequeños transformadores 33/10 kV, uno de 0,5 MVA del año 1994 (quemado según refiere el personal de HDNA) y otro de 2 MVA del año 2005, ambos fuera de servicio.

Con relación a esta zona, los profesionales de HDNA han manifestado que el Usuario Libre Grupo Gloria viene coordinando con la empresa REP, el desarrollo de un anillo en 138 kV con punto de enlace en la SET Santiago de Cao, a fin de poder desarrollar actividades como cogeneradores a través de dos grupos turbo-vapor de 15 MW y 25 MW.

En cuanto a la SET Trujillo Nor Oeste, se ha comprobado que existe suficiente espacio para una posible ampliación del patio de transformación y de maniobras en 138 kV. Cuenta con una celda de 22,9 kV y otra de 10 kV, como reservas.

Sobre el proyecto SET Huaca del Sol, se ha comprobado que HDNA está considerando un terreno distinto al contemplado en el estudio definitivo, por lo que conjuntamente con el contratista PACOSA viene definiendo detalles sobre la forma de acometer en “PI” con la LT 60 kV Trujillo Sur-Virú existente y la mejor salida en 33 kV para el empalme con la LT 34,5 kV Trujillo Sur-Salaverry-Moche.

En la SET Trujillo Sur se vienen culminando las obras para la puesta en servicio del nuevo transformador ABB 138/60/10 kV de 50/60 MVA ONAN/ONAF que ya se encuentra ubicado en una nueva cimentación (distinta a la del antiguo transformador Bruce Peebles de 30 MVA que se remplazaría según el Plan de Inversiones).

Por otro lado, según refieren los profesionales de HDNA, el transformador elevador 10/22,9 kV de propiedad del Usuario Libre Lindley continúa alimentándose desde su propia celda 10 kV, mientras que el transformador elevador 10/33 kV saldrá de servicio cuanto se ponga en operación la nueva SET Huaca del Sol.

En la SET Porvenir el nuevo transformador ABB 138/24/10,7 kV de 50/60 MVA ya se encuentra ubicado sobre una nueva cimentación, a la espera de los trabajos de conexión para su puesta en servicio. Es del caso señalar que el transformador en actual operación no podrá operar en paralelo con el nuevo por tener características técnicas diferentes.

Asimismo, se ha verificado que HDNA ha instalado en esta SET, además de la celda de medición, dos celdas de alimentador 22,9 kV, todas del tipo Metal Clad al interior, una de las cuales la mantendrá de reserva. También mantiene como reserva una celda de alimentador 10 kV.

En cuanto a determinados proyectos incluidos en la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, que se encuentran en curso y que no se visitaron, los profesionales de HDNA han informado lo siguiente:

La SET Derivación Pierina (ahora denominada SET Huaraz Oeste) y su conexión en 60 kV con la SET Huaraz, se ha puesto en servicio el 29 de agosto de 2014.



En la SET Trapecio ya vienen operando los dos transformadores 138/13 kV, conforme a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, por lo que el nuevo transformador 138/23/13,8 kV de 25 MVA que se había instalado provisionalmente en esta SET será devuelto para ser instalado en la SET Santa conforme está aprobado en dicho Plan.

En cuanto al proyecto de la nueva SET Moyococha y tramo de línea para su conexión con la LT 60 kV Cajamarca Norte-Cajamarca, se tiene firmado el contrato para la ejecución de obras con la empresa Consorcio Santo Toribio.

La instalación de un nuevo transformador y otros Elementos, en la SET Casma, se realizará según contrato suscrito con la empresa CAM Perú.

El montaje de la LT 138 kV Chimbote Norte-Trapecio está a la espera que la empresa Delcrosa, ganadora de la buena pro, presente la carta fianza correspondiente.

Con base en esta información y teniendo en cuenta lo establecido en el numeral 5.8.2 de la Norma Tarifas8, no correspondería atender el pedido de reprogramación de las fechas de puesta en servicio previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017, para los proyectos que se encuentran en curso o que por lo menos cuentan con el contrato de ejecución de obras.

6.2.2 Por cambios significativos en la demanda

HDNA solicita un nuevo transformador para la SET Motil, nuevo transformador para la SET Pacasmayo y un mayor número de celdas MT para las SET´s Pacasmayo, Ticapampa, Casma, Nepeña y Chimbote Sur, argumentando que el incremento de la demanda ha resultado superior a la proyectada para la aprobación del Plan de Inversiones vigente.

Asimismo, conforme se expone en la sección 3.2 del presente informe, entre otros, HDNA solicita la postergación y/o modificación de determinados proyectos previstos en el Plan de Inversiones vigente, que de una manera u otra se justificarían por una variación en la demanda respecto de la proyectada para la aprobación de dicho Plan. [Subrayado realizado sólo para fines explicativos]

No obstante, por las razones que se explican en las secciones 6.2.1 del presente informe, bajo esta causal sólo se analizan los pedidos: nuevo transformador para la SET Motil, nuevo transformador para la SET Pacasmayo; postergación de lo aprobado para la SET Casagrande 2, SET Pallasca, SET Santa y LT Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur; así como la modificación de lo aprobado para la SET Ticapampa, Ampliación SET Nepeña y ampliación SET Chimbote Sur.

6.2.2.1 Nuevo transformador para la SET Motil

Para el año 2015, HDNA solicita incluir un nuevo transformador 138/33/22,9 kV de 25/20/10 MVA con sus respectivas celdas de





transformador y celda de medición en 22,9 kV, por haberse incrementado la carga atendida a partir de esta SET.

Al respecto, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Motil, obteniéndose como resultado lo siguiente:

ÁREA DE DEMANDA 3 F-202

Sistema Eléctrico: TRUJILLONOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET LADO kV Fabricación 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MD (MVA) HV 138 9.32 10.79 12.82 13.06 13.30 13.52 13.74 13.96 14.18 14.40 14.62

MD (MVA) HV 33 9.32 10.79 12.82 13.06 13.30 13.52 13.74 13.96 14.18 14.40 14.62

MD (MVA) LV 7.4

POT. INST. (MVA) HV 138 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40

SET MAT/AT/MT MOTIL TP-A029 POT. INST. (MVA) MV 33 1998 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40

POT. INST. (MVA) LV 7.4 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70

FACTOR DE USO HV 138 70% 81% 96% 97% 99% 101% 103% 104% 106% 107% 109%

FACTOR DE USO MV 33 70% 81% 96% 97% 99% 101% 103% 104% 106% 107% 109%

FACTOR DE USO LV 7.4 DEVANADO SIN USO

Según los resultados mostrados en el cuadro anterior, la capacidad del transformador que viene operando en la SET Motil cubre el crecimiento de la demanda hasta el año 2017, año en el que termina el período tarifario vigente. En ese sentido, HDNA deberá realizar un mayor análisis para el dimensionamiento del nuevo transformador que resulte necesario para esta SET e incluirlo en el Plan de Inversiones 2017-2021 que corresponde ser presentado el próximo año 2015.

6.2.2.2 Nuevo transformador para la SET Pacasmayo

Para el año 2015, HDNA solicita un nuevo transformador 60/22,9/10 kV de 25/10/15 MVA con sus respectivas celdas de transformador y celda de alimentador 10 kV, así como una celda de alimentador y celda de medición en 22,9 kV para el año 2017, debido a que la demanda atendida desde esta SET se ha incrementado y las cargas distantes requieren ser atendidas en 22,9 kV.

Al respecto, es del caso señalar que se ha verificado in situ que, desde agosto de 2013, viene operando en esta SET un transformador 60/10 kV de 25 MVA ONAF, proveniente de la SET Cajamarca, donde se mantenía como reserva y; además, la solicitante dispone de un nuevo transformador 10/23 kV (aún en sus cajones de embalaje) para atender demandas en 23 kV desde esta SET, según lo referido por personal profesional de HDNA.

Para mayor referencia, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, considerando para el balance oferta-demanda el transformador que actualmente viene operando en la SET Pacasmayo, obteniéndose como resultado lo siguiente:


Sistema Eléctrico: GUADALUPENOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)


MD (MVA) HV 60 7.40 12.61 16.33 16.84 17.38 17.86 18.33 18.81 19.29 19.76 20.24

MD (MVA) MV 10 7.40 12.61 16.33 16.84 17.38 17.86 18.33 18.81 19.29 19.76 20.24

POT. INST. (MVA) HV 60 1989 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

SET AT/MT PACASMAYO TP-6022 POT. INST. (MVA) MV 10 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

FACTOR DE USO HV 60 30% 50% 65% 67% 70% 71% 73% 75% 77% 79% 81%

FACTOR DE USO MV 10 30% 50% 65% 67% 70% 71% 73% 75% 77% 79% 81%

Se ha instalado un transformador

proveniente de la SET Cajamarca el

25/08/2013 . La Potencia es 25 ONAF.



Según los resultados mostrados en el cuadro anterior, la capacidad del transformador que viene operando provisionalmente en la SET Pacasmayo, cubre el crecimiento de la demanda durante todo el período de análisis.

No obstante, se considera procedente un nuevo transformador 60/23/10 kV para esta SET, en el año 2015, teniendo presente que según el Plan de Inversiones el transformador 60/10 kV de 25 MVA ONAF, proveniente de la SET Cajamarca, está destinado para la futura SET Moyococha.

En cuanto a la celda de alimentador y celda de medición en 22,9 kV para esta SET, requeridas para el año 2017, se ha realizado una comparación entre las proyecciones de la demanda eléctrica considerada para la aprobación del Plan de Inversiones vigente, la actualización presentada por HDNA y la actualizada por Osinergmin, cuyos resultados se muestran en el siguiente gráfico:

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Comparativo de la Demanda No Coincidente

PACAS010 - PIV PACAS010 - Act. PACAS010 - HID

Según el gráfico anterior, tanto la demanda actualizada por HDNA como por Osinergmin resultan superiores a la proyectada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente, por lo que se justifica adicionar al Plan de Inversiones la celda de alimentador y de medición en 22,9 kV, requeridas por HDNA para el año 2017.

6.2.2.3 SET Casa Grande 2

HDNA solicita postergar hasta el año 2020 la implementación del transformador 33/10 kV de 15 MVA, previsto para el año 2013, en la SET Casa Grande 2, debido a que la demanda proyectada por Osinergmin ha sido muy superior a la demanda real registrada para los años 2011, 2012 y 2013.

Al respecto, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Casagrande 2, así como la reducción de la carga agroindustrial del Usuario Libre Grupo Gloria indicada por HDNA, obteniéndose como resultado lo siguiente:


Sistema Eléctrico: TRUJILLONOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)


MD (MVA) HV 34.5 7.16 4.70 4.89 5.09 5.31 5.50 5.69 5.88 6.07 6.26 6.45

MD (MVA) MV 13.8 7.16 4.70 4.89 5.09 5.31 5.50 5.69 5.88 6.07 6.26 6.45

POT. INST. (MVA) HV 34.5 1989 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40

SET AT/MT CASAGRANDE-02 TP-

3008POT. INST. (MVA) MV 13.8 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40

FACTOR DE USO HV 34.5 85% 56% 58% 61% 63% 65% 68% 70% 72% 75% 77%

FACTOR DE USO MV 13.8 85% 56% 58% 61% 63% 65% 68% 70% 72% 75% 77%



Según los valores mostrados en el cuadro anterior, efectivamente, la capacidad del transformador que viene operando en esta SET cubre holgadamente el crecimiento de la demanda durante todo el período de análisis.

En ese sentido, se procede a retirar del Plan de Inversiones 2013-2017 el transformador 33/10 kV de 15 MVA que se había previsto implementar en el año 2013, a fin de que HDNA analice si amerita proponer el incremento de la capacidad de transformación, en esta SET, en la formulación del Plan de Inversiones para el período 2017-2021, que corresponde sea presentado el próximo año 2015.

6.2.2.4 SET Pallasca

HDNA solicita postergar hasta el año 2016 la implementación del

transformador 60/22,9 kV de 15 MVA, previsto para el año 2013, debido a que la coyuntura actual del sector minero en la zona ha originado que la demanda atendida desde esta SET haya ido decayendo en los últimos meses.

Al respecto, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos, del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Pallasca, obteniendose como resultado lo siguiente:


Sistema Eléctrico: CARAZ-CARHUARAZ-HUARAZNOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)


MD (MVA) HV 60 6.99 7.96 8.69 9.17 9.68 10.13 10.58 11.03 11.48 11.93 12.38

MD (MVA) MV 22.9 6.91 7.87 8.60 9.07 9.57 10.02 10.46 10.91 11.35 11.80 12.24

MD (MVA) LV 10 0.08 0.09 0.09 0.10 0.10 0.11 0.11 0.12 0.13 0.13 0.14

POT. INST. (MVA) HV 60 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

SET AT/MT PALLASCA TP-6015 POT. INST. (MVA) MV 22.9 1996 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

POT. INST. (MVA) LV 10 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50

FACTOR DE USO HV 60 78% 88% 97% 102% 108% 113% 118% 123% 128% 133% 138%

FACTOR DE USO MV 22.9 77% 87% 96% 101% 106% 111% 116% 121% 126% 131% 136%

FACTOR DE USO LV 10 3% 4% 4% 4% 4% 4% 5% 5% 5% 5% 5%

Según los valores mostrados en el cuadro anterior, la postergación solicitada sólo procedería hasta el año 2015, toda vez que la carga en este año estaría bordeando el 100% de la capacidad de transformación disponible.

6.2.2.5 SET Santa

Sin explicar el motivo, HDNA solicita postergar hasta el año 2015 la implementación del transformador 138/22,9/10 kV de 25 MVA, previsto para el año 2013.

Al respecto, según lo manifestado por los profesionales de HDNA, el referido transformador ya ha sido adquirido por HDNA y se instaló provisionalmente en la SET Trapecio hasta superar la contingencia ocurrida con uno de los transformadores que venía operando en esta SET. Actualmente se ha superado dicha contingencia y se ha liberado el citado transformador para ser devuelto a la SET Santa.

No obstante, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Santa, teniendo como resultado lo siguiente:




Sistema Eléctrico: CHIMBOTENOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año


MD (MVA) HV 132 13.77 14.60 15.45 16.39 17.40 18.28 19.17 20.05 20.94 21.83 22.72

MD (MVA) MV 13.8 13.77 14.60 15.45 16.39 17.40 18.28 19.17 20.05 20.94 21.83 22.72

POT. INST. (MVA) HV 132 1975 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33

SET MAT/MT SANTA TP-A008 POT. INST. (MVA) MV 13.8 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33 33.33

FACTOR DE USO HV 132 41% 44% 46% 49% 52% 55% 58% 60% 63% 65% 68%

FACTOR DE USO MV 13.8 41% 44% 46% 49% 52% 55% 58% 60% 63% 65% 68%


Según los resultados mostrados en el cuadro anterior, efectivamente, la capacidad del transformador que viene operando en la SET Santa cubre holgadamente el crecimiento de la demanda durante todo el período de análisis.

En ese sentido procedería la postergación solicitada, no obstante, dada la reducción de la proyección de la demanda conforme se muestra en el siguiente gráfico y tomando en cuenta que el transformador ya está comprado, corresponderá a HDNA analizar si es conveniente su implementación en esta SET o rotarlo a otra donde se requiera incrementar la capacidad de transformación o mantenerlo de reserva hasta que sea requerido para alguna otra SET. De optar por una de las dos últimas opciones, puede plantear los resultados de su análisis en la formulación del Plan de Inversiones para el período 2017-2021, que corresponde sea presentado el próximo año 2015.

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


SANTA013 - PIV SANTA013 - Act.

6.2.2.6 LT Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur Entre otros aspectos que se analizan en el presente informe, donde corresponde según las otras causales para solicitar una modificación del Plan de Inversiones vigente, HDNA solicita postergar hasta el año 2014 la implementación de este proyecto y Elementos considerados para ambas subestaciones conexas, que estaba previsto para el año 2013. Al respecto, se ha realizado un análisis de flujos de potencia para esta parte del sistema 138 kV, con base en la proyección de la demanda actualizada, teniendo como resultado que en las condiciones actuales ya se presenta congestionamiento en la LT 130 kV Trujillo Norte-Porvenir, razón por la cual urge cerrar el anillo Trujillo Norte-Porvenir-Trujillo Sur-Trujillo Nor Oeste. No obstante, considerando que se trata de un proyecto cuya licitación para su construcción estaba a cargo del MINEM, habiendo este ministerio devuelto a HDNA la responsabilidad de su implementación mediante Oficio N° 1697-2014/MEM-DGE, de fecha 09 de octubre de 2014, se considera que este proyecto indefectiblemente debe implementarse en la brevedad posible en el año 2015.



6.2.2.7 SET Ticapampa

HDNA, mostrando una nueva proyección de la demanda y sin precisar el motivo, solicita que el transformador 60/23/10 kV de 30 MVA previsto para el año 2015 en esta SET, sea sustituido por dos transformadores de 15 MVA a ser implementados en los años 2015 y 2016, y agregar una celda de acoplamiento longitudinal en 22,9 kV y una celda de alimentador 22,9 kV para el año 2016.

Asimismo, solicita postergar hasta el año 2015 la implementación de la celda de transformador y celda de alimentador 22,9 kV previstas para el año 2012, y agregar una celda de medición en 22,9 kV.

Al respecto, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Ticapampa, obteniéndose como resultado lo siguiente:




MD (MVA) HV 60 6.51 9.19 10.78 11.23 11.70 12.12 12.54 12.96 13.38 13.80 14.22

MD (MVA) MV 22.9 0.00 2.28 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47

MD (MVA) LV 10 6.51 6.90 7.31 7.75 8.23 8.65 9.07 9.48 9.90 10.32 10.75

POT. INST. (MVA) HV 60 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

SET AT/MT TICAPAMPA TP-6015 POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

POT. INST. (MVA) LV 10 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00

FACTOR DE USO HV 60 72% 102% 120% 125% 130% 135% 139% 144% 149% 153% 158%

FACTOR DE USO MV 22.9 0% 46% 69% 69% 69% 69% 69% 69% 69% 69% 69%

FACTOR DE USO LV 10 93% 99% 104% 111% 118% 124% 130% 135% 141% 147% 154%

Según los valores mostrados en el cuadro anterior, la capacidad del transformador que viene operando en la SET Ticapampa no estaría cubriendo el crecimiento de la demanda desde el presente año 2014, por lo que urge la implementación de mayor capacidad de transformación en esta SET.

En cuanto al pedido de sustitución del transformador de 30 MVA previsto para el año 2015, por dos transformadores de 15 MVA a implementarse entre los años 2015 y 2016, según el balance oferta-demanda mostrado en el cuadro anterior, se requeriría de inmediato la implementación del primer transformador de 15 MVA requerido por HDNA y no el de 30 MVA previsto en el Plan vigente, mientras que el segundo transformador de 15 MVA propuesto por HDNA no se requeriría durante todo el período de análisis, máxime si su implementación queda en función del incremento de la demanda de Minera Lincuna (carga alimentada en 22,9 kV), cuya demanda según lo reportado por HDNA, se reduciría significativamente respecto de lo proyectado para la aprobación del Plan vigente, conforme se muestra en el siguiente gráfico:



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2.0

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14.0

16.0

18.0

20.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022M

W


TICAP023 - PIV TICAP023 - Act.

En ese sentido, se procede a sustituir el transformador de 30 MVA aprobado en el Plan vigente por uno de 15 MVA, y según cómo evolucione la demanda de Minera Lincuna corresponderá a HDNA analizar si es conveniente la implementación de un segundo transformador en esta SET, oportunidad en la que HDNA deberá justificar si son necesarias las celdas en 22,9 kV que requiere mediante este pedido, adicionales a las previstas en el Plan vigente.

6.2.2.8 Ampliación SET Nepeña

HDNA solicita postergar para el año 2014 la implementación de los Elementos previstos para el año 2013 en esta SET, así como agregar dos celdas de alimentador en 23 kV y dos celdas de alimentador en 13,8 kV.

Al respecto, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Nepeña, obteniéndose como resultado lo siguiente:


Sistema Eléctrico: CHIMBOTENOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)


MD (MVA) HV 132 5.96 6.32 6.69 7.10 7.54 7.92 8.30 8.69 9.07 9.46 9.84

MD (MVA) MV 13.8 5.96 6.32 6.69 7.10 7.54 7.92 8.30 8.69 9.07 9.46 9.84

POT. INST. (MVA) HV 132 1979 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67

SET MAT/MT NEPEÑA TP-A003 POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67

FACTOR DE USO HV 132 89% 95% 100% 107% 113% 119% 125% 130% 136% 142% 148%

FACTOR DE USO MV 13.8 89% 95% 100% 107% 113% 119% 125% 130% 136% 142% 148%

Según los valores mostrados en el cuadro anterior, urge la implementación inmediata de mayor capacidad de transformación en esta SET, por lo que no procede postergación alguna, ya que la carga en el presente año 2014 estaría próxima al 100% de la capacidad de transformación disponible.

A fin de emitir un pronunciamiento sobre el requerimiento de agregar en esta SET, adicionalmente a lo aprobado en el Plan vigente, dos celdas de alimentador en 23 kV y dos celdas de alimentador en 13,8 kV; se ha realizado para esta SET una comparación entre las proyecciones de la demanda eléctrica considerada para la aprobación del Plan de Inversiones vigente, la actualización presentada por HDNA y la actualizada por Osinergmin, cuyos resultados se muestran en el siguiente gráfico:



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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


NEPEN013 - PIV NEPEN013 - Act. NEPEN013 - HID

Según el gráfico anterior, tanto la demanda actualizada por HDNA como por Osinergmin resultan muy inferiores a la proyectada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente, por lo que no justifica un mayor número de celdas de alimentador MT a las consideradas en dicho Plan.

6.2.2.9 Ampliación SET Chimbote Sur

HDNA solicita postergar para el año 2014 la implementación de los Elementos previstos para el año 2013 en esta SET, así como agregar una celda de alimentador en 23 kV y una celda de alimentador en 13,8 kV.

Al respecto, se ha actualizado la proyección de la demanda de potencia, tomando en cuenta los registros de energía cada 15 minutos del año 2013, medidos en cada devanado del transformador que viene operando en la SET Cimbote Sur, obteniéndose como resultado lo siguiente:




MD (MVA) HV 138 13.30 14.10 14.93 15.84 16.81 17.66 18.51 19.37 20.23 21.09 21.94

MD (MVA) HV 66

MD (MVA) MV 13.8 13.30 14.10 14.93 15.84 16.81 17.66 18.51 19.37 20.23 21.09 21.94

POT. INST. (MVA) HV 138 1980 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00

SET MAT/MT CIMBOTE SUR TP-A002 POT. INST. (MVA) HV 66

POT. INST. (MVA) MV 13.8 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00

FACTOR DE USO HV 138 43% 45% 48% 51% 54% 57% 60% 62% 65% 68% 71%

FACTOR DE USO HV 66

FACTOR DE USO MV 13.8 102% 108% 115% 122% 129% 136% 142% 149% 156% 162% 169%

Según los valores mostrados en el cuadro anterior, urge la implementación inmediata de mayor capacidad de transformación en esta SET, por lo que no procede postergación alguna, ya que el crecimiento de la demanda estaría forzando a que desde el año 2013 el transformador opere sobrecargado.

A fin de emitir un pronunciamiento sobre el requerimiento de agregar en esta SET, adicionalmente a lo aprobado en el Plan vigente, una celda de alimentador en 23 kV y una celda de alimentador en 13,8 kV; se ha realizado una comparación entre las proyecciones de la demanda eléctrica considerada para la aprobación del Plan de Inversiones vigente, la actualización presentada por HDNA y la actualizada por Osinergmin, cuyos resultados se muestran en el siguiente gráfico:



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15.0

20.0

25.0

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


CHIMS013 - PIV CHIMS013 - Act. CHIMS013 - HID

Según el gráfico anterior, tanto la demanda actualizada por HDNA como por Osinergmin resultan inferiores a la proyectada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente, por lo que no justifica un mayor número de celdas de alimentador MT a las consideradas en dicho Plan.

6.2.2.10 Ampliación de la SET Casma

A fin de emitir un pronunciamiento sobre el requerimiento de agregar en esta SET una celda de alimentador en 23 kV, adicionalmente a lo aprobado en el Plan vigente; se ha realizado una comparación entre las proyecciones de la demanda eléctrica considerada para la aprobación del Plan de Inversiones vigente, la actualización presentada por HDNA y la actualizada por Osinergmin, cuyos resultados se muestran en el siguiente gráfico:

0.0

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6.0

8.0

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12.0

14.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


CASMA010 - PIV CASMA010 - Act. CASMA010 - HID

Según el gráfico anterior, tanto la demanda actualizada por HDNA como por Osinergmin resultan inferiores a la proyectada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente, por lo que no justifica un mayor número de celdas de alimentador MT a las consideradas en dicho Plan.

6.2.3 Por condiciones técnicas

Según lo expuesto en la sección 3.2 del presente informe, bajo la causal “Modificaciones en las condiciones técnicas o constructivas” contemplada en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, pueden agruparse los pedidos de HDNA de la siguiente forma:



6.2.3.1 Ubicación de transformadores nuevos, distinta a los que remplazarán y que se encuentran en operación.

HDNA solicita considerar la instalación del nuevo transformador aprobado en el Plan vigente, en una ubicación distinta a la del transformador existente que se remplazará, en los casos de las siguientes subestaciones: Porvenir, Trujillo Sur y Chimbote Sur.

Se ha verificado in situ que para los casos de las SET’s Porvenir y Trujillo Sur, el nuevo transformador ya se encuentra ubicado sobre una nueva cimentación y en un lugar distinto al del transformador que remplazará y que se encuentra en operación; mientras que para el caso de la SET Chimbote Sur, cuya ejecución de obras se ha encargado recientemente a la empresa Delcrosa, según lo referido por el personal profesional de HDNA en el estudio definitivo correspondiente también se ha optado por lo mismo.

Al respecto, HDNA ha presentado una evaluación económica sobre los beneficios de esta opción técnica, sólo para el caso específico de la SET Porvenir, demostrando con ello que las ventajas técnicas y económicas son en beneficio exclusivo de la propia empresa, por lo que no se justifica modificación del Plan en mérito a este pedido.

Además debe tenerse presente que lo aprobado en el Plan de Inversiones, constituye una señal económica ante la cual la empresa compite mediante su capacidad de gestión de proyectos tanto en la etapa de implementación como en la de operación y mantenimiento, por lo que de resultar más eficiente a lo aprobado en dicho Plan redundará en beneficio de la empresa.

6.2.3.2 Celdas MT tipo Metal Clad al interior a cambio de las tipo exterior aprobadas

HDNA solicita considerar celdas MT tipo Metal Clad al interior, a cambio de las de tipo exterior que se aprobaron en el Plan de Inversiones, para las SET’s: Santa, Ticapampa, Guadalupe 2, Moyococha (futura), Porvenir, Trujillo Sur, Casma, Nepeña, Chimbote Sur y Huaraz, debido principalmente a los beneficios inherentes a esta opción por la reducción de los costos de mantenimiento que serían muy frecuentes de optarse por la alternativa de celdas al exterior, dadas las condiciones ambientales en donde se ubican estos proyectos o la indisponibilidad de espacio para implementar las celdas convencionales al exterior.

Similarmente al pedido anterior, HDNA ha presentado una evaluación económica sobre los beneficios de esta opción técnica, sólo para el caso específico de la SET Porvenir, demostrando con ello que las ventajas técnicas y económicas son en beneficio exclusivo de la propia empresa, por lo que no se justifica la modificación del Plan en mérito a este pedido.

6.2.3.3 Cambio de la sección de conductor

HDNA solicita el cambio de la sección y/o tipo del conductor, para los siguientes casos: de AAAC 240 mm2 a ACAR 300 mm2 para la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur, de AAAC 240 mm2 a AAACE 236 mm2 para la LT 138 kV Chimbote Norte-Trapecio y de AAAC 120 mm2 a AAAC 150 mm2 para el tramo de LT 60 kV de conexión de la futura SET Moyococha a la actual LT 60 kV Cajamarca Norte-Cajamarca.



Respecto a la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur, HDNA debe tener presente que la LT 138 kV Trujillo Norte-Trujillo Nor Oeste, puesta en operación el año 2010, se ha construido con conductor AAAC de 240 mm2, siendo ello una limitante para cerrar el anillo Trujillo Norte-Porvenir-Trujillo Sur-Trujillo Centro-Trujillo Nor Oeste con un conductor de sección diferente al señalado, No obstante, siendo que en el Plan de Inversiones vigente se ha considerado que este anillo debe desarrollarse con conductor AAAC de 300 mm2, es procedente el pedido de cambio de sección de conductor para este proyecto.

En cuanto al proyecto LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo, HDNA debe reevaluar este proyecto para la presentación del próximo Plan 2017-2021, tomando en cuenta la iniciativa del Usuario Libre Grupo Gloria de desarrollar en la zona una anillo en 138 kV a fin iniciar actividades como cogenerador mediante dos turbogeneradores de 15 y 25 MW, según lo manifestado por el personal profesional de HDNA con ocasión de la visita técnica realizada a la zona el 02 de octubre de 2014

Sobre el proyecto LT 138 kV Chimbote Norte-Trapecio, precisamente por las condiciones ambientales adversas, de la zona que atravesará esta línea, en el Plan vigente se ha considerado el uso de conductor tipo AAACE, siendo el código del módulo estándar aplicable: LT-138COU0AMS0C5240A, razón por la cual, no justifica una modificación del Plan vigente en mérito a este pedido. Además la sección de 236 mm2 requerida por HDNA no existe en la Base de Datos de Módulos Estándares aprobada por Osinergmin.

En cuanto al conductor del tramo de línea de conexión de la SET Moyococha con la actual LT 60 kV Cajamarca Norte-Cajamarca, es necesario señalar que en el Plan vigente se ha considerado conductor AAAC de 150 mm2, no obstante, por tratarse de una sección de conductor no estándar se ha considerado como aplicable el módulo estándar más próximo: LT-060SIR1TAS1C1120A. Razón por la cual, no justifica una modificación del Plan vigente en mérito a este pedido.

6.2.3.4 Instalación de cable de guarda OPGW

HDNA solicita considerar la instalación de cable de guarda OPGW con fibra óptica en las siguientes nuevas líneas o tramos de línea a implementarse: LT 60 kV Guadalupe-Guadalupe 2 (Chepén), LT 138 kV Santiago de Cao-Nueva Malabrigo, Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur, tramos de LT’s en 60 y 33 kV para la conexión de la futura SET Huaca del Sol, LT 138 kV Chimbote Norte-Trapecio y tramo de LT 60 kV para la conexión de la futura SET Moyococha; en cumplimiento del Decreto Supremo N° 034-2010-MTC.

Al respecto, cabe señalar que los costos de módulos estándares de inversión en transmisión, que aprueba Osinergmin, se han establecido para la determinación de las tarifas y compensaciones que son fijadas dentro del marco de la LCE, Ley N° 28832, sus reglamentos y demás normativa aplicables en el sector eléctrico, por las instalaciones que se construyan para la prestación del servicio de transmisión eléctrica. Dichos módulos estándares contienen el componente de “telecomunicaciones” necesario para la prestación del servicio de transmisión eléctrica.

Por tanto, el cable de guarda tipo OPGW con fibra óptica que se instale donde corresponda, en cumplimiento del referido Decreto Supremo N° 034-



2010-MTC y posteriores dispositivos que instrumentalizan esta iniciativa, será reconocido a través del servicio público de conectividad de banda ancha y de telecomunicaciones; según los criterios, procedimiento y condiciones que se establecen en el reglamento de la Ley N° 29904 aprobado mediante Decreto Supremo N° 014-2013-MTC.

En ese sentido no es precedente modificar el Plan de Inversiones 2013-2017 en mérito al presente pedido.

6.2.3.5 Configuración “PI” para conexión de la nueva SET Moyococha

HDNA solicita el cambio de configuración “T” a configuración “PI”, para la conexión de la futura SET Moyococha con la LT 60 kV existente Cajamarca Norte-Cajamarca, para lo cual debe considerarse estructuras en doble terna y tres celdas 60 kV (dos de línea y una de transformador) a cambio de la celda única tipo Línea-Transformador aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Al respecto, es del caso señalar que por tratarse de un tramo de derivación muy corto no necesariamente una derivación “π” conllevaría a una mejor selectividad (o confiabilidad según lo denomina HDNA) para el aclaramiento de fallas respecto de una derivación en “T”, dado que una falla en el tramo de derivación sacaría de servicio toda la línea “Cajamarca Norte-Cajamarca” que es exactamente la situación actual o, la que se daría incluso en configuración “π” en caso de una falla en el tramo de línea Derv. Moyococha-Cajamarca Norte.

Al respecto, cabe señalar que según el numeral 1.3.2.1 del Procedimiento Técnico COES PR-20, para un sistema de transmisión local (STL) a nivel de 60 kV su conexión en “T” o en “π” debe ser evaluada en el estudio de Pre Operatividad correspondiente, no habiendo HDNA presentado dicho estudio.

Además, ameritaría un mayor análisis al respecto tomando en cuenta que actualmente, mediante la LT 60 kV Cajamarca Norte-Cajamarca, no se está atendiendo la carga principal de este sistema que es la ciudad de Cajamarca sino de localidades de menor magnitud como: San Marcos, Cajabamba y Huamachuco.

En ese sentido no es procedente modificar el Plan de Inversiones 2013-2017 en mérito al presente pedido.

6.2.3.6 Nuevo transformador para la SET Moyococha HDNA solicita un nuevo transformador 60/23/10 kV de 30 MVA para la SET Moyococha, debido a que el transformador 60/10 kV de 20 MVA que según el Plan vigente se había previsto rotar para esta SET, ha sido instalado en la SET Pacasmayo.

Al respecto, es del caso señalar que HDNA no ha presentado el cálculo de dimensionamiento de este equipo, razón por la que se ha realizado la actualización de la proyección de la demanda de la ciudad de Cajamarca, cuyo resultado comparativo entre la proyección realizada para la aprobación



del Plan de Inversiones 2013-2017 y dicha actualización, se muestra en el siguiente gráfico:

0.0

5.0

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15.0

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25.0

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35.0

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


CAJAM010 - PIV CAJAM010 - Act.

Según el gráfico anterior, el transformador 60/10 kV de 25 MVA que viene operando en la SET Cajamarca precisa de inmediato, del respaldo previsto implementarse en la nueva SET Moyococha, por lo que el transformador 60/10 kV de 25 MVA que viene operando provisionalmente en la SET Pacasmayo, debe retornarse en la brevedad para ser instalado en la SET Moyococha, toda vez que se está acogiendo el requerimiento de HDNA de un nuevo transformador 60/23/10 kV para la SET Pacasmayo.

Al respecto, debe tenerse presente que el transformador 60/10 kV de 25 MVA que viene operando provisionalmente en la SET Pacasmayo, está diseñado para operar en la zona sierra, razón por la cual deberá ser retornado para su instalación en la SET Moyococha, conforme está previsto en el Plan vigente.

6.2.4 Por otras razones

6.2.4.1 Transformadores de reserva para el Área de Demanda 3

HDNA solicita incluir transformadores de reserva para el Área de Demanda 3, a fin de lograr un menor tiempo de reposición del suministro eléctrico, sustentando su pedido mediante un estudio que estima el costo de tener un determinado nivel de confiabilidad del servicio, con base en una estadística de fallas y el análisis de dos alternativas (sólo transformadores de reserva o ayudado con transferencia de carga).

Con relación al requerimiento de transformadores de reserva para el Área de Demanda 3, no es posible pronunciarse al respecto dado que HDNA no ha subsanado a cabalidad las observaciones referentes a este tema y no ha cumplido con presentar el Plan de Contingencias en Transmisión para el Área de Demanda 3, el cual indefectiblemente debe estar asociado a este requerimiento.

6.2.4.2 Cambio de Titular

En mérito al Oficio N° 1697-2014/MEM-DGE, mediante el cual la Dirección General de Electricidad del MINEM retorna a HDNA la responsabilidad de implementar los proyectos LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET



Malabrigo y LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur, se modifica el Plan de Inversiones consignando a HDNA como Titular responsable de la implementación de ambos proyectos.

6.3 Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017

Como resultado del análisis realizado por Osinergmin, en los siguientes cuadros se detallan, las instalaciones que en consecuencia se agregan, se modifican y/o retiran del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo que corresponde a los pedidos de modificación acogidos.

6.3.1 Nuevas instalaciones que se agregan al Plan de Inversiones

Los Elementos que se agregan al Plan vigente en mérito al análisis contenido en la sección 6.2 del presente informe, son los siguientes:

Cuadro Nº 6.3 ELEMENTOS NUEVOS QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE

INVERSIONES 2013-2017 – ÁREA DE DEMANDA 3 Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo

Elemento (2) Estándar

2015 HDNA Celda de Alimentador SET AT/MT Pacasmayo CE-023COU1MCISBAL1

2015 HDNA Celda de Medición SET AT/MT Pacasmayo CE-023COU1MCISBMD1

2015 HDNA Transformador de Potencia de 25 MVA, 60/23/10 kV SET AT/MT Pacasmayo TP-060023010-025CO1E

2015 HDNA Celda de Línea a Trujillo Norte SET Trujillo Nor Oeste CE-138COU1C1ESBLI3

6.3.2 Instalaciones del Plan de Inversiones que se modifican

Los Elementos del Plan vigente que se modifican en mérito al análisis contenido en la sección 6.2 del presente informe, son los que se consignan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6.4 ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 QUE SE

MODIFICAN – ÁREA DE DEMANDA 3 Año (1) Titular Nombre Instalación Código de Módulo


2015 HDNA Transformador 60/23 kV de 15 MVA SET AT/MT PALLASCA TP-060023-015SI3E

Fuera de período HDNA* Celda de Línea a Malabrigo SET SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBLI3

Fuera de período HDNA* Celda de Línea a Trujillo Norte (Derivación) SET SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBLI3

Fuera de período HDNA* Celda de Transformador SET SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBTR3

Fuera de período HDNA* Celda de Línea Transformador SET N-MALABRIGO CE-138COR1C1ESBLT3

Fuera de período HDNA* Celda Alimentador SET N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBAL1

Fuera de período HDNA* Celda Alimentador SET N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBAL1

Fuera de período HDNA* Santiago de Cao - Malabrigo LÍNEA LT-138COR0PMS0C5240A

2015 HDNA* Trujillo Nor Oeste - Trujillo Sur LÍNEA LT-138COU0AMS0C5300A

2015 HDNA* Celda de Línea a Trujillo Nor Oeste SET Trujillo Sur CE-138COU1C1ESBLI3

2015 HDNA* Celda de Línea a Trujillo Sur SET Trujillo Nor Oeste CE-138COU1C1ESBLI3



Año (1) Titular Nombre Instalación Código de Módulo


2015 HDNA Celda Alimentador SET Trujillo Sur CE-010COU1MCISBAL1

2015 HDNA Transformador 60/23/10 kV de 15 MVA, SET AT/MT Ticapampa TP-060023010-015SI3E

(1) Año reprogramado. HDNA*: Cambio de titular de MINEM a HDNA.

6.3.3 Instalaciones que se retiran del Plan de Inversiones

Las instalaciones que como consecuencia de lo desarrollado en la sección 6.2, dejan de formar parte del Plan de Inversiones 2013-2017, son las que se consignan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-5 INVERSIONES QUE SE RETIRAN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

ÁREA DE DEMANDA 3

Año Titular Nombre Instalación Código de Módulo Longit

ud Elemento (2) Estándar (km)

2013 HDNA Transformador de Potencia de 15 MVA, 33/10 kV SET AT/MT Casagrande 2 TP-033010-015CO1E -

2015 HDNA Transformador de Potencia de 30 MVA, 60/23/10 kV SET AT/MT Ticapampa TP-060023010-030SI3E -

2015 MINEM Trujillo Nor Oeste - Trujillo Sur LÍNEA LT-138COU0AMS0C5240A

6.3.4 Programación de Bajas

Las Bajas previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017 se mantienen conforme fueron programadas.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado al ESTUDIO, a las respuestas de las observaciones formuladas al mismo, así como al análisis de oficio realizado por Osinergmin, se concluye y recomienda lo siguiente:

a) Teniendo en cuenta lo establecido en el numeral 5.8.2 de la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT9 (en adelante “Norma Tarifas), no corresponde atender el pedido de HDNA sobre reprogramación de las fechas de puesta en servicio previstas en el Plan, para los proyectos en curso o que ya cuentan con el respectivo contrato de ejecución de obras, como lo es el caso de los proyectos: LT 60 kV Guadalupe-Guadalupe 2 y SET Guadalupe 2 (Chepén), ampliación SET Trujillo Sur, Ampliación SET Porvenir, SET Huaca del Sol, SET Derivación Pierina y LT 60 kV de conexión con la SET Huaraz, SET Casma y LT 138 kV Chimbote Norte-Trapecio.

Para los proyectos en curso debe tenerse presente que, cuando existan diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las instalaciones realmente puestas en servicio que impliquen un mayor costo, como por ejemplo: longitud de líneas, detalles finales de conexión de las nuevas subestaciones, etc., éstas deberán ser sustentadas por los Titulares en la oportunidad en la que soliciten el Acta de Puesta en Servicio de dichas instalaciones, para revisión y de ser el caso aprobación por parte de Osinergmin en la oportunidad en que se determine el Costo Medio Anual (CMA) definitivo para efectos de la Liquidación de Ingresos por aplicación de los Peajes de SST y SCT, de conformidad con lo establecido en el numeral II).3 del literal f) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.





b) Sobre la solicitud de un nuevo transformador para la SET Motil y para la SET Pacasmayo, como resultado del análisis realizado por Osinergmin, sólo resulta procedente considerar para el año 2015 un nuevo transformador 60/23/10 kV de 25 MVA en la SET Pacasmayo así como la celda de alimentador y de medición en 22,9 kV requeridas por HDNA para esta SET en el año 2017, con lo cual el transformador 60/10 kV de 25 MVA que viene operando en esta SET debe ser devuelto para instalarse en la futura SET Moyococha conforme está previsto en el Plan vigente.

c) Respecto de la postergación de los proyectos SET Casagrande 2, postergación SET Pallasca, postergación SET Santa, modificación SET Ticapampa, Ampliación SET Nepeña y ampliación SET Chimbote Sur, debido a variaciones en la proyección de la demanda, como resultado del análisis realizado por Osinergmin resulta procedente:

- Retirar del Plan de Inversiones el transformador 33/10 kV de 15 MVA, previsto para la SET Casagrande 2.

- Postergar hasta el año 2015 la implementación del transformador 60/22,9 kV de 15 MVA en la SET Pallasca.

- Toda vez que el transformador que viene operando en la SET Santa cubre el incremento de la demanda, que se atenderá desde esta SET, durante todo el período de análisis, HDNA deberá definir si el transformador 138/22,9/10 kV de 25 MVA, comprado para la SET Santa, es conveniente instalarlo en esta SET o rotarlo a otra donde se requiera incrementar la capacidad de transformación o mantenerlo de reserva hasta que sea requerido para alguna otra SET. Lo cual podrá ser planteado en la presentación del Plan de Inversiones para el período 2017-2021, a ser presentado en junio del próximo año 2015.

- Según los resultados del cálculo de flujos de potencia, realizado con base en la proyección actualizada de la demanda, la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur debe implementarse en la brevedad posible, toda vez que la LT Trujillo Norte-Porvenir ya refleja congestionamiento, por lo que HDNA debe realizar los mayores esfuerzos para la pronta implementación de este proyecto. En consecuencia, también corresponde incluir una celda de línea 138 kV en la SET Trujillo Nor Oeste para la salida hacia la SET Trujillo Norte.

- Asimismo, siendo que en el Plan de Inversiones vigente se ha considerado que el anillo el anillo Trujillo Norte-Porvenir-Trujillo Sur-Trujillo Centro-Trujillo Nor Oeste, debe desarrollarse con conductor AAAC de 300 mm2, es procedente el pedido de cambio de sección de conductor para este proyecto.

- Por razones de reducción de la proyección de la demanda del Usuario Libre Minera Lincuna, de acuerdo con lo requerido por HDNA, se considera para la SET Ticapampa un transformador 66/23/10 kV de 15 MVA, el cual debe implementarse a la brevedad posible, a cambio del transformador de 30 MVA previsto en el Plan vigente para el año 2015.

- HDNA deberá reevaluar el proyecto LT 138 kV Santiago de Cao-Malabrigo, para la presentación del próximo Plan de Inversiones 2017-2021, tomando en cuenta la iniciativa del Usuario Libre Grupo Gloria de desarrollar en la zona una anillo en 138 kV a fin iniciar actividades como cogenerador.



d) En mérito al Oficio N° 1697-2014/MEM-DGE, se retorna a HDNA la responsabilidad de implementar los proyectos LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo y LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur.

e) Con relación al requerimiento de transformadores de reserva para el Área de Demanda 3, no es posible pronunciarse al respecto, dado que HDNA no ha subsanado a cabalidad las observaciones referentes a este tema y no ha presentado el Plan de Contingencias en Transmisión para el Área de Demanda 3, el cual indefectiblemente debe estar asociado a este requerimiento.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que, sobre la base de la solicitud de HDNA, apruebe las modificaciones al Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 3, según lo señalado en los párrafos precedentes.

[jmendoza]

/plm



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones formuladas al ESTUDIO.

Anexo B Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones 2013-2017 modificado, según análisis de Osinergmin.

Anexo C Cuadros Comparativos.

OSINERGMIN Informe N° 0501-2014-GART


Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones

formuladas al ESTUDIO



Análisis de las Respuestas de ENSA a las Observaciones formuladas al ESTUDIO

1. OBSERVACIONES GENERALES

1.1. El ESTUDIO debe estar organizado y contener todo lo establecido en el numeral 5.8.3 de la Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante "Norma Tarifas").

Respuesta Es obvio que se debe aplicar lo establecido en la “Norma Tarifas”, en lo que corresponda a las modificaciones que se solicitan al Plan de Inversiones. Incluir aspectos no relacionados con dicha solicitud sería innecesario y requerirían de uso de tiempo de análisis para la empresa y para OSINERGMIN sin ninguna utilidad.

Análisis

La respuesta se ha orientado de manera contraria a la observación, dado que lo observado se refiere a que en el ESTUDIO no se da cumplimiento con el alcance y la presentación de lo mínimo que la Norma Tarifas exige para la presentación de una solicitud de modificación del Plan de Inversiones.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera no subsanada.

1.2. Se debe presentar un resumen ejecutivo del ESTUDIO y no transcribir el desarrollo

de gran parte de los capítulos que se desarrollan en el mismo.

Respuesta

No se entiende la observación, pero definitivamente el resumen ejecutivo debe recoger un resumen del contenido de los capítulos del estudio.

Análisis

No obstante que según esta respuesta se reconoce que el resumen ejecutivo debe recoger un resumen del contenido de los capítulos del estudio, éste no ha sido corregido. Es más, ni siquiera se presenta una nueva versión del ESTUDIO debidamente corregido en mérito a la subsanación de las observaciones.

Conclusión


1.3. Debe efectuarse la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, considerando como una de las alternativas lo aprobado en el Plan y como otra lo que se propone modificar.



Respuesta

Los pedidos de modificaciones al Plan de inversiones están basados en diferencias con la ingeniería desarrollada para cada proyecto, lo cual consideramos no amerita la evaluación de alternativas. Asimismo existen pedidos ocasionados por variaciones de la demanda proyectada e histórica las cuales han sido sustentadas con la actualización de rotación de transformadores en las subestaciones involucradas.

Análisis

No es correcto desconocer que toda decisión tiene inherente un impacto económico, lo que es práctica común evaluar bajo el criterio de mínimo costo. Así, adicionalmente a las razones técnicas que podrían motivar una solicitud de modificación del Plan, el requerimiento de nuevo equipamiento definitivamente tiene un impacto económico que debe ser confrontado respecto de los beneficios técnicos de contar con dicho equipamiento; asimismo, todo adelanto o postergación de inversiones conlleva a una variación (en valor presente) de los costos de inversión siendo que ello podría conllevar a un beneficio o perjuicio económico, máxime si esto último podría asociarse a alguna posibilidad de atención oportuna o prematura de la demanda.

Conclusión


1.4. Debe considerarse el año 2024 como el último del período de análisis para la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo.

Respuesta

No se ha evaluado alternativas, por lo cual esta observación no aplica.

Análisis

Aplica el mismo análisis anterior.

Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la observación 1.3, esta observación se considera no subsanada.

1.5. Respecto de los proyectos cuya construcción aún no ha sido iniciada, debe estimarse la reprogramación de las respectivas puestas en servicio, teniendo presente los períodos técnicos necesarios para el efecto.

Respuesta

En el Estudio para la modificación del PIT se ha tomado en cuenta esta consideración, reprogramando los proyectos con los periodos de ejecución usuales.

Análisis

Para ninguno de los casos donde se solicita postergación hasta el año 2014, se presenta alguna información que demuestre que se cumplirá con la puesta en servicio del proyecto dentro del presente año 2014.



Conclusión


1.6. Para todos los casos en los que se solicita un cambio de sección de conductor, respecto de lo previsto en el Plan vigente, incluyendo el componente de comunicaciones, debe presentarse los cálculos para la determinación de la sección optima de conductor sobre la base de las características y secciones de conductor consideradas en los módulos estándares establecidos por Osinergmin, conforme se ha dispuesto en el numeral 12.1.8 b de la Norma Tarifas.

Respuesta

Se adjunta archivo “1.6 SUSTENTO LT MOYOCOCHA.RAR”

Análisis

Sólo para el caso de tramo de línea de conexión de la nueva SET Moyococha con la línea 60 kV existente Cajamarca Norte-Cajamarca, HDNA ha presentado los resultados del cálculo de la sección del conductor mediante el método del valor presente de costos y por ampacitancia mínima solicitada. Para los demás casos en los que se solicita un cambio de conductor respecto a lo aprobado en el Plan de Inversiones vigente (LT 138 kV Santiago de Cao-Nueva Malabrigo, LT 138 kV Trujillo Nor Oeste – Trujillo Sur y LT 138 kV Chimbote Norte – Trapecio), no se ha presentado ningún cálculo. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera parcialmente subsanada.

1.7. Para los casos en los que se requiere nuevos transformadores o nuevos equipamientos de compensación capacitiva, debe presentarse los cálculos correspondientes de su dimensionamiento. Respuesta

La necesidad de nuevos transformadores ha sido sustentada con la rotación de transformadores correspondiente a las subestaciones involucradas.

Análisis

No se ha presentado ningún cálculo referente al dimensionamiento de los nuevos transformadores requeridos. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera no subsanada.



2. EVALUACIÓN DE LA DEMANDA

2.1. La data histórica de demanda debe ser actualizada a diciembre 2013, siendo éste el año representativo para efectos de su proyección. En ese sentido, deben presentarse también los registros cada 15 minutos, correspondientes a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda 3, según lo establecido en el numeral 8.1.1 de la Norma Tarifas.

Respuesta

En la carpeta “01_Demanda/anexo/2013” del informe presentado se ha consignado la máxima demanda por devanado por cada mes, la misma que ha sido consolidada en el archivo “01_Demanda/Potencia Maxima por Barra 2013.xls” y a partir de esta información se ha proyectado la demanda.

Análisis

Se verifica la presentación de la información indicada, la cual no se ciñe a lo establecido en la Norma Tarifas. No obstante, a requerimiento de Osinergmin, vía correo electrónico, se remitieron los registros cada 15 minutos de determinados devanados de transformadores.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada.

2.2. En cuanto a las demandas en bloque (nuevas que se incorporan o que se incrementan significativamente a partir del año 2015), no se acompaña la información que las justifique según lo señalado en el numeral 6.2.8 de la Norma Tarifas. Al respecto, las solicitudes de factibilidad de suministro con antigüedad mayor a un (1) año deben ser actualizadas o retiradas de la evaluación de la demanda.

Respuesta

En el archivo “01_Demanda/anexo Cargas Adicionales.xls” del informe presentado tiene la información completa de las nuevas demandas. Tener presente que la norma DGE-018-2002 indica que la vigencia de las factibilidades y punto de diseño es de 02(dos) años.

Se adjunta archivo “2.2 FACTIBILIDADES Y PTO DE DISEÑO.RAR”

Análisis

Se verifica la presentación, como parte de la respuesta a esta observación, del archivo “2.2 FACTIBILIDADES Y PTO DE DISEÑO.RAR”, la cual será procesada para los efectos del presente informe. En dicho archivo se presenta lo referente a las nuevas solicitaciones de nuevas cargas que serían atendidas desde las SET’s Trujillo Sur, Porvenir, Pacasmayo o Motil.



Conclusión


2.3. No se sustenta a cabalidad la demanda adicional de 5,0 MW en la SET Ticapampa (para alimentar a Minera Lincuna). Se requiere la presentación de la solicitud de factibilidad de este suministro

Respuesta

En el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado por Osinergmin, para el año 2015 Minera Lincuna tiene una demanda de 7 MW, en el estudio presentado se ha considerado una demanda moderada de 5 MW durante todo el periodo regulatorio. Esta demanda moderada se debe a que en el Plan de Inversiones aprobado se había considerado una demanda de 2.5 MW desde el 2012 hasta 7 MW en el 2015, y a la fecha esta empresa minera aún no toma carga de Ticapampa. Se adjunta solicitud archivo “2.3 MINERA LINCUNA” Por razones coyunturales del mercado minero, Minera Lincuna en la actualidad a Julio del 2014 tiene una máxima demanda de 4,50 MW.

Análisis

Se verifica la presentación del archivo “2.3 MINERA LINCUNA”, como parte de la respuesta a esta observación, la cual será procesada para fines del presente informe.

Conclusión


2.4. Se deberán excluir las solicitudes de factibilidad de aquellas cargas cuya potencia no supere los 200 kW, puesto que corresponden a usuarios calificados como regulados10.

Respuesta

En el informe presentado no se han considerado cargas cuyas potencias son inferiores a 200 kW, tal como se aprecia en el cuadro de las demandas adicionales consideradas en el ESTUDIO.

10 “Artículo 3.1 En concordancia con el artículo 2 del RLCE, los Usuarios cuya máxima demanda anual sea igual o menor a 200 kW, tienen la condición de Usuario Regulado” Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad aprobado con DS N° 022-2009-EM.



Análisis

Se tomará en cuenta para el análisis, la precisión contenida en esta respuesta.

Conclusión


3. MODIFICACIÓN DEL PLAN POR CAMBIOS SIGNIFICATIVOS EN LA DEMANDA

3.1. Deben presentarse los cálculos del dimensionamiento del nuevo transformador requerido para la SET Motil, dado que según los valores que se muestran en el ESTUDIO resulta desproporcionado un transformador de 25 MVA para atender una demanda total no coincidente de 8,3 MW al año 2022.

Respuesta

A través del transformador de Motil se suministra de electricidad a las otras subestaciones aguas abajo (lado de 33 kV).

En la demanda de potencia NO COINCIDENTE presentada se tiene valores de demanda para la SET Motil (8.03 MW al año 2022) y para cada una de las subestaciones aguas abajo, es decir: Motil Pueblo (0.32 MW al año 2022), La Florida (2.03 MW al año 2022), Otuzco (3.18 MW al año 2022), Charat (1.91 MW al año 2022),



Quiruvilca (0.52 MW al año 2022). Siendo el total de 16 MW al año 2022 en el devanado de 33 kV.

Actualmente existe operando un transformador de 13.4/13.4/4.7 MVA ONAF en la SET Motil.

Solo como referencia se vuelve a mostrar el Cuadro N°04.


SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP. TENSION Año

Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

TRUJILLO MOTIL

MD (MVA) HV 138 12 13 14 14 15 15 15 16 16 17

MD (MVA) MV 33 12 13 14 14 15 15 15 16 16 17

MD (MVA) LV 10

TR Nº 1 (YNynd1)

HV 138 ? 13.4 13.4

MV 33 ? 13.4 13.4

LV 10 ? 4.7 4.7

TR Nº 2 (YNynd1)

HV 138 2015 25 25 25 25 25 25 25 25

MV 33 2015 20 20 20 20 20 20 20 20

LV 22.9 2015 10 10 10 10 10 10 10 10

POT. INST. (MVA) HV 138 13.4 13.4 25 25 25 25 25 25 25 25

POT. INST. (MVA) MV 33 13.4 13.4 20 20 20 20 20 20 20 20

POT. INST. (MVA) LV 4.7 4.7 10 10 10 10 10 10 10 10

DEFICIT

Factor de Utilización HV 138 87% 99% 55% 56% 58% 60% 62% 63% 65% 67%

Factor de Utilización MV 33 87% 99% 68% 70% 73% 75% 77% 79% 82% 84%

Factor de Utilización LV 10 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Análisis

Con base en los registros de energía cada 15 minutos correspondientes al año 2013, proporcionados por HDNA, e integración de las cargas en bloque que se incorporarían según lo informado por la propia empresa, se ha realizado la revisión de la proyección de la demanda por cada devanado del transformador que viene operando en la SET Motil, resultando lo siguiente:


Sistema Eléctrico: TRUJILLO

NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)


MD (MVA) HV 138 9.32 10.79 12.82 13.06 13.30 13.52 13.74 13.96 14.18 14.40 14.62

MD (MVA) HV 33 9.32 10.79 12.82 13.06 13.30 13.52 13.74 13.96 14.18 14.40 14.62

MD (MVA) LV 7.4

POT. INST. (MVA) HV 138 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40

SET MAT/AT/MT MOTIL TP-A029 POT. INST. (MVA) MV 33 1998 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40

POT. INST. (MVA) LV 7.4 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70

FACTOR DE USO HV 138 70% 81% 96% 97% 99% 101% 103% 104% 106% 107% 109%

FACTOR DE USO MV 33 70% 81% 96% 97% 99% 101% 103% 104% 106% 107% 109%

FACTOR DE USO LV 7.4 DEVANADO SIN USO

IDENTIFICACIÓN DE LAS SET´s EXISTENTES QUE SUPERAN LA CAPACIDAD DE DISEÑO

Según lo cual se comprueba que para la SET Motil se requeriría incrementar la capacidad de transformación en el año 2018, por lo que no amerita modificar el Plan de Inversiones 2013-2017 con respecto a este caso.

Conclusión




3.2. Se deben explicar las razones por las que se requiere un nuevo transformador de 25 MVA para la SET Pacasmayo, no obstante que según los valores mostrados en el ESTUDIO la demanda no coincidente al año 2022 se reduce a 18,7 MW respecto de los 21,3 MW estimados para la aprobación del Plan de Inversiones vigente. En todo caso, se deben presentar los cálculos que justifiquen el dimensionamiento del transformador requerido.

Respuesta

Actualmente en la SET Pacasmayo existe un transformador de 5 MVA, 60/10 kV. Por lo cual se ve la necesidad de incrementar la capacidad instalada en esta subestación, recomendamos un nuevo transformador de 25 MVA, en lugar del transformador de 18 MVA, pues actualmente está siendo usado en la SET Kiman Ayllu y la capacidad de este último no cubre el crecimiento de la demanda proyectada por Hidrandina ni por Osinergmin en su Plan de inversiones al año 2022.

Solo como referencia se vuelve a mostrar el Cuadro N°10 del informe de modificación del PIT 2013-2017.


SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP. TENSION

Año Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

GUADALUPE PACASMAYO

MD (MVA) LV 10 7 10

TR Nº 1 (YNd5) HV/LV 60/10 ? 5 5

POT. INST. (MVA) 5 5

DEFICIT YNd5 1.6 4.8

Factor de Utilización 131% 196%

MD (MVA) HV 60 14 15 16 16 17 18 19 20

MD (MVA) MV 22.9 4 4 4 4 5 5

MD (MVA) LV 10 14 15 12 12 13 13 14 15

TR Nº 2 (YNynd5)

HV 60 2015 25 25 25 25 25 25 25 25

MV 22.9 2015 10 10 10 10 10 10 10 10

LV 10 2015 15 15 15 15 15 15 15 15

POT. INST. (MVA) HV 60 25 25 25 25 25 25 25 25

POT. INST. (MVA) MV 22.9 10 10 10 10 10 10 10 10

POT. INST. (MVA) LV 10 15 15 15 15 15 15 15 15

DEFICIT YNynd5

Factor de Utilización HV 60 57% 59% 62% 66% 69% 72% 75% 79%

Factor de Utilización MV 22.9 0% 0% 39% 41% 43% 45% 47% 49%

Factor de Utilización LV 10 94% 99% 78% 82% 86% 90% 94% 99%

Análisis

Se ha verificado in situ que, desde agosto del 2013, viene operando en esta SET un transformador 60/10 kV de 25 MVA ONAF, proveniente de la SET Cajamarca, donde se mantenía como reserva y, además, la solicitante dispone de un nuevo transformador 10/23 kV para atender demandas en 23 kV desde esta SET, según lo referido por personal profesional de HDNA. Como ilustración se muestra el balance oferta-demanda correspondiente a la SET Pacasmayo, según el cual el incremento de la demanda a atenderse desde esta SET estaría solucionado.




Sistema Eléctrico: GUADALUPENOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)


MD (MVA) HV 60 7.40 12.61 16.33 16.84 17.38 17.86 18.33 18.81 19.29 19.76 20.24

MD (MVA) MV 10 7.40 12.61 16.33 16.84 17.38 17.86 18.33 18.81 19.29 19.76 20.24

POT. INST. (MVA) HV 60 1989 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

SET AT/MT PACASMAYO TP-6022 POT. INST. (MVA) MV 10 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00

FACTOR DE USO HV 60 30% 50% 65% 67% 70% 71% 73% 75% 77% 79% 81%

FACTOR DE USO MV 10 30% 50% 65% 67% 70% 71% 73% 75% 77% 79% 81%


Se ha instalado un transformador

proveniente de la SET Cajamarca el

25/08/2013 . La Potencia es 25 ONAF.

Conclusión


3.3. Se deben explicar las razones por las que el crecimiento de la demanda de la SET Casa Grande 2 resulta ahora inferior, incluso a lo previsto por HDNA en su propuesta presentada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente.

Respuesta

Como se menciona en el informe la demanda proyectada por OSINERGMIN ha sido muy superior a la demanda real registrada para los años 2011, 2012 y 2013. Se ha actualizado la proyección de la demanda para la SET Casa Grande 2 y se ha determinado que para el período 2013-2017 no se presentarían problemas de sobrecarga en esta subestación, por lo que se recomienda continuar operando con el transformador existente de 8,4 MVA. Se adjunta carta de la empresa Casagrande de fecha 11 de diciembre de 2013, donde solicita información de nuestra infraestructura y comunica que está desarrollando un proyecto de interconexión entre sus centrales térmicas del valle Chicama así mismo esta empresa va a operar como Cogenerador, dejando de retirar en promedio 2,5 MW de la barra en 13,8 kV de la SET Casagrande 2.

Análisis

Se ha realizado el balance oferta-demanda correspondiente a la SET Casagrande 2 considerando la reducción de demanda equivalente a 2,5 MW en la barra 13,8 kV, conforme se indica en esta respuesta, con lo cual no se requeriría incrementar la capacidad de transformación en esta SET durante todo el período de análisis. En ese sentido, se retira del Plan de Inversiones vigente el transformador 33/10 kV de 15 MVA que había sido previsto para el año 2013 en esta SET, por lo que se desestima la postergación hasta el año 2022 solicitada por HDNA.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera parcialmente subsanada.

3.4. Se debe justificar la postergación para el año 2016 del transformador de 15 MVA previsto para el año 2013 en la SET Pallasca; no obstante, según la nueva proyección de la demanda que se presenta en el ESTUDIO, en el año 2015 se superaría la capacidad nominal del transformador existente.

Respuesta

Actualmente 2014 se cubre la demanda. Como se menciona en el informe, debido a la coyuntura actual del sector minero en la zona, la demanda en los últimos meses ha ido



decayendo. Por lo cual no se requeriría del transformador de 15 MVA, sino a partir del año 2016.

Por otro lado, solo como referencia se vuelve a mostrar el Cuadro N°20, y se debe indicar que la sobrecarga en el transformador existente se da a partir del año 2016.


SISTEMA ELECTRICO

SET DESCRIP. TENSION Año

Fab


LADO KV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

CARAZ - CARHUAZ -

HUARAZ PALLASCA

MD (MVA) HV 66 7 8 9

MD (MVA) MV 22.9 7 8 8

MD (MVA) LV 10 0 0 0

TR Nº 1 (YNynd5)

HV 66 ? 9 9 9

MV 22.9 ? 9 9 9

LV 10 ? 2.5 2.5 2.5

POT. INST. (MVA) HV 66 9 9 9

POT. INST. (MVA) MV 22.9 9 9 9

POT. INST. (MVA) LV 10 2.5 2.5 2.5

DEFICIT YNynd5

Fact. de Utilización HV 66 80% 88% 97%

Fact. de Utilización MV 22.9 77% 85% 93%

Fact. de Utilización LV 10 10% 11% 13%

MD (MVA) LV 22.9 10 11 12 13 14 15 16

TR Nº 2 (YNd5) HV/LV 60/22.9 2016 15 15 15 15 15 15 15

POT. INST. (MVA) 15 15 15 15 15 15 15

DEFICIT YNd5 0.8

Fact. de Utilización 64% 71% 77% 84% 91% 98% 105%

Análisis

En el siguiente cuadro se muestra el balance oferta-demanda correspondiente a la SET Pallasca, elaborado con base en la información proporcionada por HDNA, según el cual se encuentra procedente postergar hasta el año 2015 la implementación del transformador 33/10 kV de 15 MVA que se había previsto para el año 2013 en esta SET.




MD (MVA) HV 60 6.99 7.96 8.69 9.17 9.68 10.13 10.58 11.03 11.48 11.93 12.38

MD (MVA) MV 22.9 6.91 7.87 8.60 9.07 9.57 10.02 10.46 10.91 11.35 11.80 12.24

MD (MVA) LV 10 0.08 0.09 0.09 0.10 0.10 0.11 0.11 0.12 0.13 0.13 0.14

POT. INST. (MVA) HV 60 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

SET AT/MT PALLASCA TP-6015 POT. INST. (MVA) MV 22.9 1996 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

POT. INST. (MVA) LV 10 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50

FACTOR DE USO HV 60 78% 88% 97% 102% 108% 113% 118% 123% 128% 133% 138%

FACTOR DE USO MV 22.9 77% 87% 96% 101% 106% 111% 116% 121% 126% 131% 136%

FACTOR DE USO LV 10 3% 4% 4% 4% 4% 4% 5% 5% 5% 5% 5%


Conclusión


3.5. Se deben explicar las razones técnicas y económicas por las que se solicita el cambio de las celdas de transformación y alimentador 23 kV tipo convencional a la intemperie, aprobadas en el Plan vigente para la SET Santa, por celdas tipo metal clad al interior.



Respuesta

Para comprobar la conveniencia económica en la utilización de celdas al interior, se realizaron evaluaciones económicas en cada uno de los proyectos, las cuales demostraron, en el horizonte de evaluación, las celdas al interior se constituyen como los equipos más adecuados, ello debido a:

- La diferencia en costos de inversión, respecto a las celdas al exterior son ínfimas o inexistentes, la instalación de celdas al interior no requiere obras civiles, y son de fácil instalación.

- Los costos de mantenimiento para este tipo de equipos son menores.

Adicionalmente se detallan las razones técnicas que hizo que el proyecto optara por esta alternativa:

- La fabricación de equipos para celdas al exterior en 22.9 kV esta descontinuado en el mercado, las celdas al interior constituyen tecnología de vanguardia, a la que Hidrandina no puede ser ajena.

- Las celdas al interior ocupan espacios más pequeños, en comparación con las celdas tipo exterior y en una determinada área se pueden disponer de mayor cantidad de unidades de reserva disponibles que en el caso de una celda exterior.

- Los equipos convencionales de uso exterior ocupan demasiados espacios, requieren mayor cantidad de obras civiles, implicando en conjunto un costo de inversión mayor frente las celdas al interior de uso interior.

- Los efectos nocivos del ambiente exterior en zona costera son de consideración y se ven altamente reducidos con la utilización de estos equipos.

La SET Santa se encuentra ubicado a escasos 1000 metros del mar con un ambiente altamente salino y contaminación severa.

Análisis

HDNA no subsana a cabalidad esta observación respecto de su solicitud de cambio de las celdas tipo convencional al exterior previstas en el Plan por celdas tipo Metal Clad al interior en la SET Santa, toda vez que en la información presentada por HDNA se explican, en términos generales, las razones técnicas por las cuales se debería optar por celdas tipo Metal Clad al interior a cambio de las celdas convencionales al exterior y se presenta una evaluación económica comparativa entre ambos tipos de celdas MT sólo para el caso específico de la SET Porvenir.

Conclusión


3.6. Con respecto a la SET Ticapampa, deben justificarse las razones para pedir el cambio de las celdas tipo convencional al exterior previstas en el Plan por celdas tipo Metal Clad al interior, y asimismo, justificar técnica y económicamente la sustitución del transformador de 30 MVA prevista para el año 2015 por dos transformadores de 15 MVA a implementarse solo entre los años 2015 y 2016.

Respuesta

- Las celdas al interior ocupan espacios más pequeños, en comparación con las celdas tipo exterior y en una determinada área se pueden disponer de mayor cantidad de unidades de reserva disponibles que en el caso de una celda exterior.




Con respecto a la implementación de 02 transformadores de 15 MVA se sustenta debido a que en la proyección de la demanda la capacidad del trafo de 30 MVA lo determina la carga solicitada por Minera Lincuna, siendo esta carga solicitada por etapas. Se adjunta archivo “2.3 MINERA LINCUNA”.

Análisis

HDNA no subsana a cabalidad esta observación respecto de su solicitud de cambio de las celdas tipo convencional al exterior previstas en el Plan por celdas tipo Metal Clad al interior, dado que no presenta la justificación económica correspondiente.

En cuanto a la sustitución del transformador de 30 MVA previsto para el año 2015 por dos transformadores de 15 MVA a implementarse solo entre los años 2015 y 2016, según el siguiente cuadro de balance oferta-demanda, elaborado con base en la información proporcionada por HDNA, se requeriría de inmediato la implementación del primer transformador de 15 MVA y no de 30 MVA como había sido previsto en el Plan vigente. El segundo transformador de 15 MVA propuesto por HDNA no se requeriría durante todo el período de análisis.




MD (MVA) HV 60 6.51 9.19 10.78 11.23 11.70 12.12 12.54 12.96 13.38 13.80 14.22

MD (MVA) MV 22.9 0.00 2.28 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47 3.47

MD (MVA) LV 10 6.51 6.90 7.31 7.75 8.23 8.65 9.07 9.48 9.90 10.32 10.75

POT. INST. (MVA) HV 60 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

SET AT/MT TICAPAMPA TP-6015 POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

POT. INST. (MVA) LV 10 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00

FACTOR DE USO HV 60 72% 102% 120% 125% 130% 135% 139% 144% 149% 153% 158%

FACTOR DE USO MV 22.9 0% 46% 69% 69% 69% 69% 69% 69% 69% 69% 69%

FACTOR DE USO LV 10 93% 99% 104% 111% 118% 124% 130% 135% 141% 147% 154%


Conclusión


4. MODIFICACIÓN DEL PLAN POR CONDICIONES TÉCNICAS

4.1. Debe sustentarse las razones y fundamentos en los que se basa HDNA para solicitar

una modificación del Plan respecto de proyectos cuya ejecución se encuentra en curso, tales como: LT 60 kV Guadalupe-Nueva Guadalupe 2, LT 60 kV Huaraz-Derv. Pierina, Transformador 60 MVA y celda de transformador 60 kV en la SET Trujillo Sur, no obstante lo señalado en el numeral 5.8.2 de la Norma Tarifas.

Respuesta



Análisis

Con la imagen de parte de la Norma Tarifas dada como respuesta por HDNA, no se absuelve la observación.

Conclusión


4.2. Debe sustentarse las razones y fundamentos en los que se basa HDNA para solicitar una modificación del Plan respecto de proyectos cuya ejecución se encuentra bajo responsabilidad del MINEM, tales como: LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva SET Malabrigo, LT 138 kV Trujillo Noroeste – Trujillo Sur, sin contar con la previa conformidad del MINEM.

Respuesta

Las solicitudes de modificación al Plan de Inversiones respecto a los proyectos a cargo del MINEM deberán ser retiradas.

Análisis

No obstante lo indicado por la solicitante en su respuesta a esta observación, en mérito al Oficio N° 1697-2014/MEM-DGE, mediante el cual la Dirección General de Electricidad retorna a HDNA la responsabilidad de implementar ambos proyectos, se ha procedido al análisis de ambos pedidos.

Conclusión




4.3. Se requiere mayor información en detalle (estudios y esquemas en google earth) para analizar el requerimiento de los pequeños tramos de líneas en 60 kV y 33 kV para el enlace de la SET Huaca del Sol con el punto de seccionamiento de la línea 60 kV Trujillo Sur-Virú y con la actual SET Salaverry 33/10 kV.

Respuesta

Se adjunta planos y esquema en Google Earth de ubicación de Nueva SET Huaca del Sol y enlaces en 33 kV y 60kV, asimismo cabe mencionar que el proyecto cuenta con Estudio de Pre Operatividad aprobado por el COES con carta N° COES/D/DP-182-2014 de fecha 17.02.2014. Ver archivo “4.3 SUSTENTO LINEA SE HUACA DEL SOL”.

Análisis

En el archivo indicado se presenta sólo dos esquemas en formato “pdf” y uno en formato “ppt”, y no en formato “kmz” que corresponde al aplicativo Goole Earth requerido mediante la observación. Además se ha verificado in situ, que los esquemas referidos no corresponden al esquema definitivo que viene evaluando HDNA para dar inicio a las obras cuya ejecución ha sido encargada a la empresa PACOSA.

Conclusión


4.4. Respecto del proyecto SET Huaca del Sol y elementos de conexión a la actual red de transmisión, se requiere la justificación técnica y económica de la postergación del año 2013 al año 2014, que se solicita. Asimismo, se debe informar el estado actual de este proyecto a fin de demostrar si, según los periodos técnicos requeridos para la implementación de este tipo de proyectos, HDNA podría garantizar su puesta en servicio en el presente año.

Respuesta

La postergación de la inversión obedece a problemas en la adquisición del terreno para la nueva Subestación, debido a la indisponibilidad de terrenos en la zona, con las características óptimas técnicas y económicas para realizar los enlaces en 60 kV, en 33 kV y 10 kV.

Hidrandina realizó denodados esfuerzos para la búsqueda del terreno más óptimo, se hicieron publicaciones en diarios locales haciendo de conocimiento al público en general la necesidad de adquirir un terreno ubicado en el sector Alto Miramar de Moche a la altura de la derivación carretera a Puerto Salaverry, como resultado de dicha publicación se evaluaron las propuestas, siendo la más óptima el terreno de propiedad del Sr. Moisés Mera González, el cual se encuentra ubicado en la Zona Industrial de Alto Moche, terreno adyacente a la Línea de 60 kV. Trujillo Sur- Virú, teniendo este el inconveniente de estar recién en trámite la titulación de dicho predio ante el Gobierno Regional de la Libertad.

Luego de haber verificado y confirmado la viabilidad de dicho trámite de titulación, la Gerencia General de Distriluz en sesión de Directorio N° 014 del 22 de Julio de 2014, aprueba la adquisición del terreno en mención, con lo que luego de los trámites



documentarios pertinentes se procederá con el inicio de obra, por aspectos coyunturales solicitamos reconsiderar su postergación para el año 2015.

Análisis

Se cumple con dar las explicaciones de las razones por las que se ha demorado el inicio de obras de este proyecto, no obstante éstas no constituyen causales para modificar el Plan de Inversiones a fin de postergar su puesta en servicio prevista en el mismo.

Conclusión


4.5. Se requiere la justificación técnica y económica de la postergación, para el año 2014, del proyecto “Línea 138 kV Chimbote Norte-Trapecio”, el cual se viene reprogramando desde el año 2011.

Respuesta

La elaboración del estudio definitivo culminó en marzo de 2014, con fecha 26 de marzo de 2014 se realizó la primera convocatoria de la licitación pública para la ejecución de obra, quedando esta desierta.

Actualmente se encuentra en proceso la segunda convocatoria de la licitación pública, de haber una oferta ganadora, se daría inicio a la ejecución de obra en setiembre u octubre del presente año y se prevé la puesta en servicio para setiembre de 2015, por ser un tema de mercado solicitamos postergación hasta el año 2015.

Análisis

A fin de emitir el pronunciamiento respecto a este pedido de postergación, se ha analizado la proyección de la demanda en el devanado 13,2 kV de la SET Trapecio, donde se compara la proyección considerada en el Plan vigente (PIV) con la actualizada (Act) por Osinergmin según información reciente proporcionada por HDNA, teniéndose como resultado lo siguiente:

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


TRAPE013 - PIV TRAPE013 - Act.

Puede notarse en el gráfico anterior, que no existe una variación significativa entre ambas proyecciones de demanda que pueda justificar una postergación de este proyecto, por lo que se desestima el pedido de postergación ya que la demora en la



elaboración del estudio o fallidas convocatorias de licitación pública para la ejecución de obra no son causales contempladas en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, para justificar una modificación del Plan de Inversiones vigente. En ese sentido, las consecuencias sobre la calidad o continuidad del servicio por la no puesta en servicio de este proyecto, son de exclusiva responsabilidad de HDNA.

Conclusión


4.6. Se requiere la justificación técnica y económica de las modificaciones solicitadas para la futura SET Moyococha: cambio de configuración “T” a configuración “π” para su conexión a la línea 60 kV Cajamarca Norte – Cajamarca Ciudad, cambio de la sección del conductor del tramo de línea de conexión de 120 a 150 mm2 (se hace la salvedad que el tramo de línea de derivación aprobado en el Plan, es con conductor de 150 mm2) e implementación de un transformador nuevo de 30 MVA a cambio del de 20 MVA rotado de la SET Cajamarca Ciudad.

Respuesta

Configuración PI.- se ha visto por conveniente la configuración “PI”, por las siguientes razones:

• Cualquier falla en una derivación en configuración “T”, el tramo comprendido entre la derivación y la Subestación Moyococha, ocasionaría la desconexión de la LT 6046, estas condiciones de operación van en contra de los criterios mínimos de diseño de sistemas de transmisión establecidos en el procedimiento PR 20 respecto a la reducción de la confiabilidad la cual afecta la continuidad y calidad del suministro eléctrico.

• La conexión propuesta en configuración “T”, no cumple con lo establecido en los criterios mínimos de diseño de sistemas de transmisión, que es requerimiento técnico del COES.

• De considerar una derivación en configuración “T”, las empresas transmisoras de la zona de influencia tales como CONENHUA, ATN (Abengoa Transmisión Norte), argumentarían que la conexión en “T”, va a ocasionar reducción de la confiabilidad, la cual afecta la continuidad y calidad del suministro eléctrico.

Sección del conductor.- para la evaluación de sección óptima del conductor; se ha considerado los costos anuales de pérdidas de potencia y energía por efecto joule, pérdidas por efecto corona, y los costos directos de la línea de transmisión para cada conductor analizado obtenido de los módulos de líneas de Osinergmin.

Para la selección económica del conductor se considera un mínimo de 20 años, debido a que la proyección de la demanda está prevista hasta el 2032. Se obtiene los costos totales de construcción para cada sección de conductor con estructuras conformadas por torres de celosía y aisladores de porcelana.

Obteniéndose que la sección óptima del conductor sea de 150 mm² y el tipo de conductor es AAAC debido a las condiciones de fuertes vientos y vanos largos a la que estará sometido.

No se considera la sección de conductor de 120 mm², como está indicado en el PIT 2013-2017 en el módulo estándar LT-060SIR1TAS1C1120A, debido a que la derivación



se realizará con una configuración “PI”, por lo que la línea derivación a Moyococha en 60 kV deberá ser una sección mínima de 150 mm², esto para no limitar la capacidad de transmisión de la LT 60 SE Cajamarca Norte – SE Moyococha – SE Cajamarca Ciudad.

Transformador 15/20 MVA.- el transformador de Cajamarca ha sido rotado hacia la subestación Pacasmayo, por lo que se hace necesaria la implementación de este nuevo transformador.

Análisis

En este caso, por tratarse de un tramo de derivación muy corto, no necesariamente una derivación “π” conllevaría a una mejor selectividad (o confiabilidad según lo denomina HDNA) para el aclaramiento de fallas respecto de una derivación en “T”, dado que una falla en el tramo de derivación sacaría de servicio toda la línea “Cajamarca Norte-Cjamarca” que es exactamente la situación actual o, la que se daría incluso en configuración “π” en caso de una falla en el tramo de línea Derv. Moyococha-Cajamarca Norte. Al respecto, cabe señalar que según el numeral 1.3.2.1 del Procedimiento Técnico COES PR-20, para un sistema de transmisión local (STL) a nivel de 60 kV su conexión en “T” o en “π” debe ser evaluada en el estudio de Pre Operatividad correspondiente, no habiendo HDNA presentado dicho estudio. Sobre el cambio de la sección de conductor para el tramo de línea de conexión de la SET Moyococha con la LT 60 kV Cajamarca Norte-Cajamamarca, HDNA ha presentado el cálculo de la sección mínima para el tipo de conductor AAAC, determinando que esta corresponde a 150 mm2, con lo cual se corrobora lo considerado en el Plan de Inversiones vigente (ver último párrafo de sección 6.2.2.1 del Informe N° 276-2012-GART), no obstante el módulo aplicable es LT-060SIR1TAS1C1120A, en razón que no existe módulo estándar con sección 150 mm2. Con respecto al nuevo transformador 60/23/10 kV de 30 MVA que se requiere para esta SET, es del caso señalar que HDNA no ha presentado el cálculo de dimensionamiento de este equipo, además el transformador 60/10 kV de 25 MVA que viene operando provisionalmente en la SET Pacasmayo debe ser devuelto para ser implementado en la nueva SET Moyococha, conforme se ha previsto en el Plan vigente, ya que sus características técnicas son para operar en la zona sierra y su magnitud permite un respaldo equivalente al transformador que viene operando en la SET Cajamarca.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada parcialmente.

4.7. En todos los casos para los que HDNA solicita la incorporación de cable OPGW, de acuerdo al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC, debe sustentarse las razones y fundamentos en los que se basa HDNA para considerar que en un Plan de Inversiones deba aplicarse el dispositivo legal señalado y sobre todo los que instrumentalizan esta iniciativa, como son: la Ley de Promoción de la Banda Ancha y Construcción de la Red Dorsal Nacional de Fibra Óptica (Ley N° 29904) de fecha 28 de junio de 2012 y su reglamento aprobado mediante el Decreto Supremo N° 014-2013-MTC de fecha 04 de noviembre de 2013.

Respuesta



Ponemos a vuestra consideración el reconocimiento y cumplimiento del Decreto Supremo N°034-2010-MTC.

Análisis

No solo el Decreto Supremo N°034-2010-MTC publicado el 24 de julio de 2010, sino también la Ley de Promoción de la Banda Ancha y Construcción de la Red Dorsal Nacional de Fibra Óptica (Ley N° 29904) de fecha 28 de junio de 2012 y su reglamento aprobado mediante el Decreto Supremo N° 014-2013-MTC de fecha 04 de noviembre de 2013, son de cumplimiento obligatorio, lo cual no significa que el servicio de telecomunicaciones será remunerado a través de los Peajes del sistema de transmisión eléctrica, puesto que ello corresponderá al servicio de banda ancha y de telecomunicaciones que será subastado de manera separada al negocio eléctrico.

Conclusión


4.8. Para todos los casos en los que HDNA solicita el cambio de celdas MT tipo convencional a la intemperie por celdas Metal Clad al interior, debe presentarse las razones técnicas y económicas que justifiquen cada caso en particular.

Respuesta

Para comprobar la conveniencia económica en la utilización de celdas al interior, se realizaron evaluaciones económicas en cada uno de los proyectos, las cuales demostraron, en el horizonte de evaluación, las celdas al interior se constituyen como los equipos más adecuados, ello debido a:

- La diferencia en costos de inversión, respecto a las celdas al exterior son ínfimas o inexistentes, la instalación de celdas al interior no requiere obras civiles y son de fácil instalación.

- Los costos de mantenimiento para este tipo de equipos son menores.

Adicionalmente se detallan las razones técnicas que hizo que el proyecto optara por esta alternativa:

- La fabricación de equipos para celdas al exterior en 22.9 kV esta descontinuado en el mercado, las celdas al interior constituyen tecnología de vanguardia, a la que Hidrandina no puede ser ajena.

- Las celdas al interior ocupan espacios más pequeños, en comparación con las celdas tipo exterior, y en una determinada área se pueden disponer de mayor cantidad de unidades de reserva disponibles que en el caso de una celda exterior.


- Los efectos nocivos del ambiente exterior en zona costera son de consideración y se ven altamente reducidos con la utilización de estos equipos.



Análisis

Dentro de la información presentada por HDNA como parte de sus respuestas a las observaciones, no se encuentran las evaluaciones económicas que señalan haber realizado para comprobar la conveniencia de instalar celdas tipo Metal Clad al interior a cambio de las celdas convencionales al exterior aprobadas en el Plan. Con ocasión de la visita a las instalaciones de HDNA, realizada el 02 de octubre de 2014, se alcanzó a la mano un CD donde contenía un archivo Excel de la evaluación económica de las ventajas de esta opción, solo referido a la SET Porvenir.

Conclusión|


4.9. Debe justificarse técnica y económicamente el pedido de implementar celdas adicionales para la instalación del nuevo transformador que se ha considerado en el Plan de Inversiones para las subestaciones Porvenir, Trujillo Sur y Chimbote Sur, a cambio de la sustitución de transformadores existentes utilizando sus mismas celdas.

Respuesta

Ampliación SET Porvenir

Para comprobar la conveniencia económica en la utilización una nueva celda de transformación en 138kV, se realizó una evaluación económica al proyecto, las cuales demostraron, en el horizonte de evaluación, que esta alternativa se constituye como la más adecuada, ello debido a las siguientes razones:

- La implementación podrá realizarse con menor impacto, en cuanto a interrupciones de servicio se refiere, alcanzando menores pérdidas por energía dejada de vender y evitando el pago de compensaciones, se precisa que según el análisis de los especialistas, realizar el montaje reutilizando la celda, implica hasta 4 interrupciones del servicio eléctrico de hasta 40 horas, mientras que con la nueva celda solo 2 interrupciones de 4 horas. Se precisa las subestación en cuestión atiende demandas importantes y los costos por compensaciones son un factor incidente en este tipo de evaluaciones.

- Las cimientos existentes, no son capaces de soportar el nuevo transformador, por magnitud y peso, lo que deriva en la demolición de la misma, aspecto que constituye un costo importante que aportó en la desestimar la reutilización de la celda existente.

- Al existir espacios disponibles para la implementación de una bahía nueva es preferible técnicamente instalar equipamiento nuevo que permita la operación confiable de todo el módulo de transformación, asegurando el funcionamiento adecuado del equipo principal (transformador de potencia) y así garantizar su vida útil y salvaguardar los términos de la garantía del equipo.

- Las labores de montaje del transformador de potencia serán realizadas por el proveedor del equipo bajo consideraciones técnicas recomendables.

- La celda existente ha superado ampliamente su periodo de vida útil, situación que obliga a considerar en la evaluación el Valor de Reposición.



Ampliación SET Trujillo Sur

Se desestimada reemplazar el nuevo transformador en la misma ubicación que el transformador existente debido a:

o El transformador TP-A027 (Bruce Peebles), según reportes de Hidrandina del año 2012, atiende aproximadamente 10.7 MW y los transformadores TPA005 y TP-A026 tienden 34.20 MW y 27.61 MW, respectivamente, con demandas cercanas al límite de a capacidad ONAF para estos dos últimos, por tanto NO es viable implementar la ubicación del nuevo transformador en la posición actual del transformador (Pebbles) a retirar, sin perjudicar la atención de la demanda actual y futura, mientras se implemente el presente proyecto. Se precisa que la subestación en cuestión atiende demandas importantes y los costos por compensaciones son un factor incidente en este tipo de evaluaciones.

o Adicionalmente se detalla, reutilizar la celda existe agruparía las siguientes actividades: Desmontaje del transformador existente TP-A027 (Bruce Peebles), demolición de sus cimientos, construcción de nuevos cimientos, montaje del nuevo transformador de potencia, conexionado de cables de energía, conexión atípica y asimétrica, en paralelo con el transformador TPA005 en el lado de 60 kV. Estas actividades resultan en interrupciones excesivas por lo que esta alternativa es absolutamente inviable.

o La implementación con una nueva celda podrá realizarse con menor impacto, en cuanto a interrupciones de servicio se refiere, alcanzando menores pérdidas por energía dejada de vender y evitando el pago de compensaciones.

o Las cimientos existentes, no son capaces de soportar el nuevo transformador, por agnitud y peso, lo que deriva en la demolición de la misma, aspecto que constituye un costo importante que aportó en la desestimar la reutilización de la celda existente.

o Al existir espacios disponibles para la implementación de una bahía nueva es preferible técnicamente instalar equipamiento nuevo que permita la operación confiable de todo el módulo de transformación, asegurando el funcionamiento adecuado del transformador de potencia y así garantizar su vida útil y salvaguardar los términos de la garantía del equipo. La configuración propuesta permitirá una adecuada y fácil conexión en paralelo del lado de 60 kV.

o Las labores de montaje del transformador de potencia serán realizadas por el proveedor del equipo bajo consideraciones técnicas recomendables.

Ampliación SET Chimbote Sur:

Las razones técnicas para desestimar la instalación del nuevo transformador en su misma ubicación son:

- Las bases existentes, rieles y soportes metálicos de equipos están en malas condiciones, debido a la contaminación salina del lugar.

- La antigüedad de los equipos existentes en la bahía de transformación no garantizaría la vida útil del transformador nuevo a instalar.

- Adicionalmente, reutilizar la bahía existente en 138 kV agruparía entre otros las siguientes actividades: Acondicionamiento de la bahía de transformación en 138 kV del transformador existente, tales como conectores, cables de aluminio y otros



necesarios, montaje de sistema de portabarras o aisladores columna para hacer un bypass temporal para demolición y reconstrucción de la base del transformador, energización del transformador temporalmente hasta la reconstrucción de su loza, buzones y poza de recuperación de aceite, finalmente el traslado del nuevo transformador de potencia a su base reconstruida y definitiva. Una vez culminada esta primera etapa, en un tiempo corto se tendría que reemplazar los equipos por haber llegado al fin de su tiempo de vida útil. Realizar estas actividades conllevan en interrupciones excesivas por lo que esta alternativa es absolutamente inviable.

- Al existir espacios disponibles para la implementación de una bahía nueva en 138 kV es preferible técnicamente instalar equipamiento nuevo que permita la operación confiable de todo el módulo de transformación, asegurando el funcionamiento adecuado del equipo principal (transformador de potencia) y así garantizar su vida útil y salvaguardar los términos de la garantía del equipo.

- La implementación de una bahía nueva en 138 kV puede realizarse con el menor impacto, en cuanto a interrupciones de servicio se refiere, evitando compensaciones y pérdidas económicas onerosas por la magnitud de la demanda y energía dejada de vender.

Análisis

Dentro de la información presentada por HDNA como parte de sus respuestas a las observaciones, no se encuentran las evaluaciones económicas que señalan haber realizado para comprobar, en cada caso, la conveniencia de instalar el nuevo transformador previsto en el Plan, en una ubicación distinta a la del transformador por reemplazar que se encuentra en actual operación. Con ocasión de la visita a las instalaciones de HDNA, realizada el 02 de octubre de 2014, se alcanzó a la mano un CD donde contenía un archivo Excel de la evaluación económica de las ventajas de esta opción, referido sólo a la SET Porvenir.

Conclusión


4.10. Se requiere la justificación técnica y económica de la postergación, para el año 2014, de la implementación del nuevo transformador de 15 MVA previsto para el año 2013 en el Plan vigente para la SET Nepeña.

Respuesta

Se muestra cuadro comparativo entre potencia instalada y demanda No Coincidente para la SET Nepeña, donde se aprecia que para el año 2014 no se presentarían problemas de sobrecarga en el transformador de 6,66 MVA (ONAF), pues la demanda llega a un valor de 6,387 MVA en el año 2014.



Análisis

En el siguiente cuadro se muestra el balance oferta-demanda correspondiente a la SET Nepeña, elaborado con base en la información proporcionada por HDNA, según el cual se observa que es apremiante la implementación del transformador de 15 MVA, que se había previsto para el año 2013 en esta SET.




MD (MVA) HV 132 5.96 6.32 6.69 7.10 7.54 7.92 8.30 8.69 9.07 9.46 9.84

MD (MVA) MV 13.8 5.96 6.32 6.69 7.10 7.54 7.92 8.30 8.69 9.07 9.46 9.84

POT. INST. (MVA) HV 132 1979 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67

SET MAT/MT NEPEÑA TP-A003 POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67

FACTOR DE USO HV 132 89% 95% 100% 107% 113% 119% 125% 130% 136% 142% 148%

FACTOR DE USO MV 13.8 89% 95% 100% 107% 113% 119% 125% 130% 136% 142% 148%


En ese sentido, se desestima el pedido de postergación, quedando como de exclusiva responsabilidad de HDNA, el deterioro de la calidad, continuidad del servicio o la no atención del crecimiento de la demanda, por la no puesta en servicio de este proyecto.

Conclusión


5. OTRAS RAZONES

En esta sección el único tema que presenta HDNA está relacionado al requerimiento de transformadores de reserva para el Área de Demanda 3, cuyas respuestas a las observaciones que al respecto formuló Osinergmin se analizan a continuación:

5.1. En la relación de transformadores existentes que lista HDNA, se debe señalar los que están en calidad de excedente o en reparación y precisar si estos no han sido considerados como parte de la reserva requerida.



Respuesta

En un análisis de justificación técnica económica de la existencia de unidades de transformación de reserva, no se debe considerar en principio las unidades excedentes o en reparación, que además no tienen reconocimiento tarifario.

El estudio debe concluir en las unidades necesarias en cuanto a su ubicación, relación de transformación y potencia nominal, considerando incluso los estándares establecidos y las características de las unidades en servicio.

A continuación, se podrá ver si existen en la empresa unidades con las características definidas, con vida útil, o se deberá adquirir nuevas unidades. Muchas veces las unidades excedentes y/o en reparación son antiguas y de potencias menores u obsoletas con respecto a lo considerado estándar, que permitirán en el futuro ventajas para la rotación de unidades y para la logística en la adquisición, proyectos y almacenamiento.

Análisis

Al respecto, es necesario precisar que las unidades de reserva pre existentes a la emisión de la Ley N° 28832 están debidamente reconocidas en el Costo Medio Anual equivalente que se ha determinado por los SST, mientras que las unidades de reserva que fueron adquiridas posteriormente a la emisión de dicha Ley N° 28832 están siendo reconocidas como parte de los SCT.

Por ello es necesario que HDNA elabore su Plan de Contingencia en transmisión tomando en cuenta la real disponibilidad de todas las unidades de reserva que dispone a fin de determinar con eficiencia el nuevo requerimiento de este tipo de equipos.

Conclusión


5.2. Debe señalarse los transformadores que actualmente se encuentran como parte de la reserva de transformación del Área de Demanda 3.

Respuesta

La relación de Transformadores se muestra en el archivo “5.2 RELACION TRAFOS DE RESERVA”

Análisis

Se ha verificado que HDNA presenta el archivo referido, en el que lista los transformadores que mantiene en calidad de reserva del Área de Demanda 3.

Conclusión


5.3. Con relación a este tema, para la determinación de la reserva de transformación deben considerarse los criterios señalados en el punto 2.1.2 del Informe N° 411-2012-GART (páginas 9 y 10) que sustenta la Resolución N° 197-2012-OS/CD, la cual resuelve el recurso de reconsideración presentado por Electronorte S.A. impugnando la Resolución



N° 151-2012-OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017.

Respuesta

Tal como se indica en el acápite 4.2 del volumen III de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, en el citado informe de OSINERGMIN se indica:

“Por otro lado, dada la indefinición respecto de la reserva de transformación más adecuada para el Área de Demanda 1, ENOSA deberá determinarla en la brevedad, mediante un estudio técnico-económico, que incluya el respectivo plan de contingencia, donde se definan las posibles alternativas de solución para restablecer el servicio en el menor tiempo posible y con el menor racionamiento que técnica y económicamente se justifiquen, ante la falla de algún transformador operativo. Como por ejemplo:

• Identificación de algún transformador que cubra los requerimientos de capacidad a respaldarse y que pueda disponerse durante el tiempo de reparación del transformador fallado.

• Transferencias de carga en MT entre SET’s AT/MT contiguas.

• Coordinaciones para el alquiler de grupos térmicos que puedan ser colocados en los lugares más apropiados de la red. Estos lugares deben estar plenamente identificados en el plan de contingencias, así como el procedimiento para su rápida instalación.

• Intensificar el control de operación y el mantenimiento predictivo del parque de transformadores a fin de reducir al mínimo las probabilidades de fallas.”

Al respecto, se indica lo siguiente:

1. En primer lugar, el Plan de Contingencias se elabora con las unidades de reserva cuya existencia se haya sustentado con los estudios técnico económicos correspondientes. Es decir que dicho plan no constituye el sustento, sino la aplicación de la reserva definida.

En cuanto a “las posibles alternativas de solución para restablecer el servicio en el menor tiempo posible y con el menor racionamiento que técnica y económicamente se justifiquen, ante la falla de algún transformador operativo. Como por ejemplo:

• Identificación de algún transformador que cubra los requerimientos de capacidad a respaldarse y que pueda disponerse durante el tiempo de reparación del transformador fallado.

• Transferencias de carga en MT entre SET’s AT/MT contiguas.”

Precisamente en el estudio se ha analizado las alternativas de restablecimiento del servicio, considerando la existencia de un transformador de reserva, con y sin la posibilidad de efectuar transferencia de carga entre SETs AT/MT contiguas, que es lo que se presenta en la realidad.

En lo referente a:

“Coordinaciones para el alquiler de grupos térmicos que puedan ser colocados en los lugares más apropiados de la red. Estos lugares deben estar plenamente identificados en el plan de contingencias, así como el procedimiento para su rápida instalación.”



2. Al respecto, se entiende que se trata de fallas de transformadores en su mayoría de 15 y 30 MVA. Aun en los casos en que se pueda transferir cargas en MT, se requiere atender en la emergencia demandas del orden de 10 a 25 MVA.

Lo indicado hace difícil y casi imposible considerar como alternativa el alquiler de grupos térmicos, por lo siguiente:

No existen estas potencias para que estén en stand by y sean alquilados cuando se tenga una emergencia.

El costo del alquiler y de operación serían altísimos.

Procedimientos para rápida instalación, teniendo en cuenta los lugares en que se utilizarían, no sería fácil de establecer.

Análisis

HDNA se resiste a elaborar su Plan de Contingencia en transmisión, a fin de determinar la manera más eficiente de afrontar una eventual falla de transformadores, máxime si se tiene en cuenta la mínima estadística de casos de fallas de transformadores, acontecida en el Área de Demanda 3.

Se tiene experiencias, donde se han adquirido transformadores de reserva y no se han utilizado como respaldo ante fallas sino para cubrir alguna falta de capacidad de transformación por incumplimiento del Plan de Inversiones. Lo cual demuestra que no resulta eficiente mantener un activo de alto costo como respaldo a ineficiencias en la gestión de nuevos proyectos de transmisión.

En rigor, un transformador de potencia que haya superado exitosamente las pruebas en fábrica y de puesta en servicio y, se encuentre operando más de un año, tiene mínima probabilidad de falla si se encuentra debidamente protegido y se le opera y mantiene adecuadamente, por lo que alguna negligencia del operador respecto de estos aspectos no necesariamente debiera ser internalizado en la tarifa para su trasladado al usuario.

Conclusión


5.4. Debe demostrarse la representatividad de la estadística de fallas utilizada para la propuesta de la reserva de transformación, ya que en el período considerado solo existe recurrencia de dos fallas en la subestación Casa Grande 01.

Respuesta

Las estadísticas, sean de pocos o muchos los casos, constituyen la realidad de lo que ha sucedido respecto al tema que se analiza. Y cabe considerar que las SET aún con pequeñas potencias, atienden ciudades y centros poblados con un servicio público representativo que tiene preferente atención. En todo caso, en el estudio para definir la necesidad de reserva se ha considerado también el uso de parámetros estándares a nivel internacional, lo que puede tomarse en cuenta si se duda de las estadísticas de la zona de estudio.

Análisis



El análisis a la respuesta anterior también es válido como análisis de la presente respuesta, a lo cual sólo debe agregarse que no necesariamente los parámetros estándares a nivel internacional son aplicables en nuestro país.

Conclusión


5.5. Se requiere expliquen las razones por las que se toma como premisa, para la determinación de la capacidad de respaldo entre SET’s, que cada SET esté dimensionada ajustada a su demanda, sin tener presente que el criterio de SEA no aplica para la determinación de las inversiones que conformarán el CMA de los SCT.

Respuesta

En el estudio se considera como premisa que cada SET está con una demanda cercana o igual a su potencia instalada, en primer lugar porque es la situación de la mayoría de SET’s y en segundo lugar porque basta que alguna de ellas se encuentre en esta situación, para que sea necesaria la existencia de una unidad de reserva. Como se sabe, el criterio normal es mantener en reserva por lo menos una unidad con capacidad igual a la mayor que se encuentre en operación.

Análisis

No es correcto realizar suposiciones para hacer necesaria la existencia de una unidad de reserva, ya que en muchos casos entre unidades en operación se respaldan en caso de falla de alguna de ellas.

Conclusión


5.6. Deben explicarse las razones por las que las “limitaciones” que señalan se puedan producir en la carretera y que no pueden ser previstas ni cuantificadas, justificarían una evaluación de la reserva de transformación de manera independiente para los sistemas de La Libertad, Ancash y Cajamarca.

Respuesta

En general, no solo para el caso que se menciona, sino para todos los casos en el Perú, debido a la dificultad de traslado de la unidad de reserva, así como al tiempo que esto tomaría, se requiere por lo menos una unidad en cada región.

Análisis

El análisis a la respuesta de la observación 5.3 también es válido como análisis para la presente respuesta.

Conclusión




6. FORMATOS

6.1. Se requiere que el formato F-101 sea actualizado con información a diciembre del año 2013, acompañando asimismo los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de transformadores de las SET's del Área de Demanda 3 , según lo establecido en la Norma Tarifas. Asimismo, se debe incluir los formatos de demanda omitidos (impresos y en archivos electrónicos) como por ejemplo los formatos F-102 y F-103.

Respuesta

En la demanda no coincidente del presentado se ha considerado las potencias reales de cada barra. Por lo tanto, la información contenida en los formatos F-101, F-102 y F-103, se consideran similares a la información consignada en el Plan de Inversiones de Transmisión aprobada por Osinergmin.

Análisis

HDNA no cumplió con acompañar a sus respuestas la información requerida mediante esta observación. No obstante es del caso mencionar que, a requerimiento de OSINERGMIN, vía correo electrónico, HDNA alcanzó los registros en períodos de 15 minutos en los devanados de determinados transformadores.

Conclusión


6.2. Se requiere a HDNA explicar las razones por las que la demanda no coincidente de los Usuarios Regulados del año 2013, consignados en el formato F-120, no coincide con las máximas demandas reportadas por la misma empresa a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica (GFE) de Osinergmin, acorde con el Procedimiento N° 091-2006-OS/CD11, conforme se aprecia en el siguiente cuadro:

DEMANDA NO COINCIDENTE (MW)

SET P-091 F-120 Variación

(%)

S.E. CASAGRANDE 2 6,43 6,43 -0,1%

S.E. CHILETE 5,10 5,10 -0,1%

S.E. SAN MARCOS 1,24 1,24 0,0%

SUBESTACIÓN LOS PINOS 0,34 0,34 -1,2%

S.E. TRUJILLO SUR 83,24 71,56 16,3%

S.E. PORVENIR 23,79 23,79 0,0%

S.E. MOTIL 9,54 5,63 69,4%

S.E. SALAVERRY 2 2,27 2,27 0,2%

S.E. MOCHE 3,01 3,01 0,0%

S.E. OTUZCO 2,06 1,70 21,2%

S.E. LA FLORIDA 1,08 1,08 -0,4%

11 Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión.



DEMANDA NO COINCIDENTE (MW)

SET P-091 F-120 Variación

(%)

S.E. CHARAT 1,02 1,02 -0,2%

S.E. VIRU 10,89 7,70 41,4%

S.E. QUIRUVILCA 0,28 0,28 0,0%

S.E. TAYABAMBA 1,71 12,22 -86,0%

S.E. SANTIAGO DE CAO 33,53 36,34 -7,7%

S.E. CASAGRANDE 1 2,20 2,20 0,0%

S.E. PAIJAN 2,33 2,33 0,0%

S.E. MALABRIGO 13,24 13,24 0,0%

S.E. PACASMAYO 6,23 6,23 -0,1%

S.E. GUADALUPE 1 8,09 10,56 -23,4%

S.E. GUADALUPE 2 7,86 7,86 0,0%

S.E. CAJAMARCA 25,84 25,84 0,0%

S.E. CAJABAMBA 6,70 5,56 20,6%

S.E. CELENDIN 1,86 1,86 -0,1%

S.E. PICUP (HUARAZ) 13,30 13,30 0,0%

S.E. SHINGAL (CARAZ) 4,71 4,71 0,0%

S.E. ARHUAYPAMPA (CARHUAZ) 3,04 3,04 0,1%

S.E. TICAPAMPA 6,18 6,09 1,4%

S.E. LA PAMPA 1,28 1,28 0,0%

S.E. SIHUAS 6,33 0,82 672,0%

S.E. POMABAMBA 1,87 1,87 -0,2%

S.E. CHIMBOTE NORTE 24,40 24,40 0,0%

S.E. CHIMBOTE 2 58,43 55,54 5,2%

S.E. CHIMBOTE SUR 12,69 12,69 0,0%

S.E. NEPEÑA 5,67 5,67 0,1%

S.E. SAN JACINTO 4,49 4,49 0,0%

S.E. CASMA 6,23 3,57 74,4%

S.E. SANTA 13,10 13,10 0,0%

S.E. PALLASCA 6,80 6,81 -0,1%

S.E. TRAPECIO 36,14 36,14 0,0%

SUBESTACIÓN VIRÚ 4,90 11,40 -57,0%

TRUJILLO NOROESTE 20,36 20,36 0,0%

S.E. HUARI 5,55 5,56 -0,1%

CHAO 3,00 - 0,0%

S.E. KIMAN AYLLU 7,22 0,00 0,0%

LLACUABAMBA 34,46 10,47 229,1%

ALTO CHICAMA 14,03 14,05 -0,1%

PIERINA 9,98 9,96 0,2%

MORENA 11,01 7,10 55,1%

S.E. TEMBLADERA 0,54 1,99 -72,9%

CEMENTOS PACASMAYO 38,11 37,57 1,4%



Respuesta

En la carpeta “01_Demanda/anexo/2013” del informe presentado se ha consignado la máxima demanda por devanado por cada mes, la misma que ha sido consolidada en el archivo “01_Demanda/Potencia Máxima por Barra 2013.xls” y a partir de esta información se ha proyectado la demanda.

Análisis

Se verifica la presentación del indicado archivo, el cual se toma en cuenta como referencia para el análisis.

Conclusión


6.3. Los datos históricos de ventas de energía y número de clientes, mostrados en el archivo “Proyección de Demanda – A3.xls”, no concuerdan con los registros de la base de datos de información comercial (SICOM) de Osinergmin. Se requiere la revisión de estos cuadros y, de ser el caso, corregirlos.

Respuesta

Para la proyección de energía del informe presentado se ha considerado la información de ventas del SICOM 1996-2013. En caso del SICOM 2013, se ha tenido presente la información publicada por Osinergmin a la fecha del Estudio. Esta información contenía las ventas a Noviembre del 2013 y se ha estimado del mes de Diciembre para completar la información del año.

Se ha verificado que no presenta diferencias significativas con la demanda del SICOM 2013 publicada por Osinergmin en julio 2014.

Análisis

El no considerar la data completa, conforme lo establece la Norma Tarifas, es un incumplimiento de presentación de la información mínima para solicitar una modificación del Plan de Inversiones, más aún si la data que se refleja en el SICOM es la que está bajo dominio de la propia empresa. No obstante, habiéndose considerando lo últimamente publicado por Osinergmin, se considera la data presentada como parte de esta respuesta para el análisis respectivo.

Conclusión


6.4. Se ha realizado una proyección del PBI considerando una tasa de crecimiento constante de 6% desde el año 2015 hasta el año 2043, sin embargo la proyección de crecimiento del PBI, tomando como fuente el Marco Macroeconómico Multianual del MEF, es solamente para el periodo 2014-2016. Se requiere la revisión de esta estimación del Producto Bruto Interno (PBI) considerando otras fuentes de información, como por ejemplo del Banco Central de Reserva (BCR) del Perú, que en su último informativo señala un crecimiento menos optimista que el empleado por HDNA:



Respuesta

La información disponible del PBI a la fecha de la elaboración del Estudio presentado, corresponde a lo indicado en el Marco Macroeconómico Multianual 2015-2017, publicado el 23 de Abril del 2014. Este parámetro es un valor muy variable. Se ha realizado una sensibilización con lo publicado por el BCR en Julio 2014 y se verifica que el efecto en la tasa de la proyección de la demanda es insignificante.

Análisis

Insignificante o no, se habría incumplido con el procedimiento establecido en la Norma Tarifas para la proyección de las ventas de energía.

Conclusión


6.5. Sin perjuicio de lo observado anteriormente, en el siguiente cuadro se especifican las observaciones a los formatos, que deben ser subsanadas:

CUADRO N°1: OBSERVACIONES ESPECÍFICAS A LOS FORMATOS F-100

FORMATOS OBSERVACIONES

F-101 No se han aplicado correctamente las definiciones establecidas en la Norma Tarifas:

(1) Los factores de carga (FC), contribución a la punta (FCP) y simultaneidad (FS) han sido calculados en base a información del año 2010.

(2) No se ha presentado el factor de carga de cada sistema eléctrico. (3) No se sustentan adecuadamente los valores de FC, FS y FCP de las siguientes

SETs de demanda: Tembladera, Trujillo Norte y Virú.

F-102 No se presentó.



FORMATOS OBSERVACIONES


F-104 El precio medio utilizado para la estimación del modelo econométrico utiliza ctm. Sol/kWh como unidad de medida, sin embargo esto representa una serie con más distorsiones (puesto que no incorpora efectos de inflación, tipo de cambio, etc.), por lo que se recomienda considerar la serie de precios en Ctv US$/kWh para obtener una estimación de las ventas más apropiada.

F-105 Se requiere que se corrija la proyección de la demanda considerando los valores históricos de demanda y número de clientes del SICOM por Sistema Eléctrico.

F-107 Se recomienda que, para la formación de modelos econométricos, cuyo enfoque más usual es una ecuación de regresión estimada con datos agregados en la que las ventas dependen de las variables relacionadas con el entorno socioeconómico (PBI y PRECIO) y demográfico (Número de Clientes y Población), se deben pasar por pruebas de rigor para considerarlo un buen modelo: Autocorrelación, Heterocedasticidad y Normalidad de Residuos, según se especifica en el numeral 8.1.2.a de la Norma Tarifas, las mismas que no han sido desarrolladas por HDNA.


F-110 La información está incompleta. No se han presentado los archivos electrónicos que sustenten los cálculos.

F-111 Se recuerda que estos valores se determinan aplicando los FC, FCP consignados en el Formato F-101 y los FPHMS y FPMWHS consignados en el Formato F-103, a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-109.

F-113 No se presentó. Asimismo se debe sustentar la integración de la demanda de los Usuarios Libres atendida en cada sistema eléctrico, de modo que refleje su contribución real en la hora de la máxima demanda del sistema.


F-115 La información está incompleta. No se han presentado los archivos electrónicos que sustentan los cálculos. La información de Usuarios Libres tiene diferencias con lo reportado por los suministradores para el Sistema SICLI. Algunos requerimientos de demandas nuevas carecen de sustento documentario.

F-116 La información está incompleta. No se han presentado los archivos electrónicos que sustentan los cálculos.


Respuesta

F-101 a F-103.- En la demanda no coincidente de lo presentado se ha considerado las potencias reales de cada barra. Por lo tanto, la información contenida en los formatos F-101, F-102 y F-103 se consideran similares a la información consignada en el Plan de Inversiones de Transmisión aprobada por Osinergmin.

F-104.- Lo más importante es que se considera el precio de la energía constante por la incertidumbre existente al respecto. Usar US$ no garantiza estimación más apropiada, sobre todo teniendo en cuenta que, por los métodos regulatorios actuales las tarifas resultantes tienen poca predictibilidad.

F-105.- Osinergmin no ha publicado el SICOM 2013 completa en la fecha de presentación del Estudio, sólo se disponía de información a Noviembre del 2013, para el mes de diciembre se estimó para completar la demanda anual. Por otro lado se ha



verificado que no existe diferencia significativa con la demanda estimada y el SICOM 2013 publicado por Osinergmin en Julio 2014.

F-107.- El estudio presentado considera las pruebas previstas en el formato, es decir coeficiente de correlación, prueba F y prueba t.

F-109.- Se han considerado demandas reales en cada barra para el año base, y a partir de estos se han proyectado las demandas futuras, por lo tanto, no aplica al presente estudio el formato F-109.

F-110.- En la carpeta “01_Demanda/anexo/2013” del informe presentado se ha consignado la máxima demanda por devanado por cada mes, la misma que ha sido consolidada en el archivo “01_Demanda/Potencia Maxima por Barra 2013.xls” y a partir de esta información se ha proyectado la demanda.

F-111 al F-114.- En la demanda no coincidente del presente estudio se ha considerado las potencia reales de cada barra, por lo tanto la información contenida en estos formatos no son requeridos.

F-115.- Se ha verificado que no existen diferencias significativas en las demandas de los usuarios libres con lo reportado en el SICOM 2013.

F-121.- Debido a que las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones del Área 3 no requieren flujos de potencia, se ha omitido este formulario.

Análisis

Con respecto a los formatos F-101, F-102 y F-103, HDNA se ha limitado en la actualización de la información de demanda en potencia por devanado secundario al año 2013 (conforme se muestra en el archivo “Potencia Maxima por Barra 2013.xlsx”), habiéndose verificado diferencias entre los valores consignados en dicho archivo respecto de lo obtenido con base en los registros de potencia cada 15 minutos, remitidos por la solicitante vía correo electrónico el día 22/09/2014, como ejemplo se mencionan los siguientes dos casos:

- Según los registros cada 15 minutos, la máxima demanda del devanado secundario de la SET Casma fue de 6,22 MW el 12 de marzo de 2013, a las 19:15 horas, sin embargo en el archivo entregado por HDNA se consigna un valor de 3,57 MW.

- Según los registros cada 15 minutos, la máxima demanda del devanado secundario

de la SET Malabrigo fue de 12,04 MW el 3 de julio de 2013, a las 01:15 horas, sin embargo en el archivo entregado por Hidrandina se consigna un valor de 13,24 MW.

Asimismo, con base en dichos registros los factores FCP y FS resultan totalmente distintos a los valores presentados por HDNA.

Con respecto al formato F-104, la elección de variables explicativas para la estimación del modelo econométrico depende de cuales resulten ser las más representativas para el modelo. Para ello, se utilizan diferentes transformaciones de las series de estas variables, pudiendo ser más adecuado el uso de series de precios en soles, en dólares o índices de precios; por ello se recomienda evaluar esta transformación de la serie e identificar cual es más significativa dentro de la estimación del modelo de ventas de energía.



Con respecto al formato F-105, la información comercial de la Base de Datos SICOM se prepara con base en la información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica, por lo que no habría necesidad que HDNA busque otra fuente para obtener la misma información que reportan mes a mes. Si bien la diferencia, en general, no es muy significativa (en promedio menor a 1%), el año 2005 la diferencia entre ambas series alcanzó el 2%.

Con respecto al formato F-107, conforme lo señala el sexto párrafo del numeral 8.1.2.a de la Norma Tarifas, es obligatorio que los modelos seleccionados, además de los indicadores estándares de correlación estadística, como son el coeficiente de determinación, relevancia de las variables individualmente (t-student) y global (F), se requiere la presentación de las diversas pruebas estadísticas que evalúan el cumplimiento de los supuestos del modelo de regresión lineal, series no estacionarias, errores no autocorrelacionados, homocedasticidad, etc.

Con respecto al formato F-109, Hidrandina debe cumplir en presentar dicho formato y ajustarse a los requerimientos señalados en el numeral 8.1.2 de la Norma Tarifas.

Con respecto al formato F-110, como se señaló anteriormente, el criterio de proyección de la demanda por potencia es metodológicamente erróneo y colisiona con los criterios y metodología establecidos en los numerales 8.1.2, 8.1.3 y 8.1.4 y el artículo 34 de la Norma Tarifas.

Con respecto a los formatos F-111 y F-114, HDNA debe cumplir en presentar dicho formato y ajustarse a los requerimientos señalados en los numerales 8.1.2 y 8.1.3 y el artículo 35 de la Norma Tarifas.

Con respecto al formato F-115, los valores consignados por HDNA son distintos a la información contenida en la Base de Datos SICLI.

Finalmente, con respecto al formato F-121, HDNA no ha cumplido con su presentación y ajustarse a los requerimiento señalados en el artículo 36 de la Norma Tarifas.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se debe considerar como no subsanada.

6.6. Se observa que el formato F-201 está incompleto, por lo que se requiere se complete la información de este formato y sea presentado de manera impresa y en el archivo correspondiente.

Respuesta

La empresa ha optado por estandarizar la capacidad de sus transformadores en las diversas subestaciones con las que cuenta, por lo cual no se ha considerado necesario completar este formato.

Análisis

HDNA no presenta ningún análisis de estandarización para sus nuevas unidades de transformación.

Conclusión




6.7. Se requiere que los formatos F-200 se encuentren en un solo archivo, ya que se han presentado en 2 archivos distintos.

Respuesta

A fin de no evitar errores en la vinculación en el Estudio presentado se ha separado los formatos en dos. El archivo “02-SER-Rev_2013” contiene los formatos F209 y F-210 usados en la valorización de los elementos del SER. En tanto, en el archivo “02-SER-Rev_2013_ Parte1_HDNA.xls” contienen los otros formatos requeridos para la determinación del SER.

Análisis

Aunque HDNA manifiesta que la separación de archivos lo ha realizado “a fin de no evitar errores”, desde los dos procesos anteriores de aprobación del Plan de Inversiones, los formatos F-200 han venido siendo presentados por todos los Titulares de transmisión en un solo archivo.

Conclusión


6.8. Se requiere actualizar los archivos F-200 y F300 hasta el año 2024.

Respuesta

La información del formato F-209 y F-210, y los F-300 se han consignado los elementos correspondientes al periodo regulatorio. Sin embargo, dado a que no se ha requerido evaluar alternativas, no es necesario analizar hasta el año 2024.

Análisis

HDNA en su parecer considera haber cumplido con la presentación de los formatos indicados, no obstante mediante esta respuesta confirma no haber presentado la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo conforme lo establece la Norma Tarifas, para todos los casos donde sí corresponde este análisis. Con ocasión de la visita técnica realizada el 03 de octubre de 2014, alcanzó a la mano la evaluación económica comparativa, sólo para el caso específico de la SET Porvenir, lo referente al cimentación y celda 138 kV para el nuevo transformador y uso de celdas Metal Clad al interior a cambio de las tipo exterior aprobadas en el Plan de Inversiones.

Conclusión


6.9. El formato F-204 se encuentra vacío, por lo que se requiere consignen la información requerida en el mismo.

Respuesta

No se considera válido este formato pues la cantidad de alimentadores no depende únicamente de la demanda, sino también de la distribución geográfica de la misma.



Análisis

La falta de presentación del formato F-204, deja sin justificación el requerimiento de los nuevos alimentadores que solicita HDNA respecto de lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Conclusión


6.10. Se requiere que HDNA presente todos los archivos del cálculo de flujos de potencia, como parte del sustento de la determinación de las alternativas de mínimo costo correspondientes a las modificaciones del Plan solicitadas.

Respuesta

No se han efectuado flujos de potencia.

Análisis

Efectivamente, se comprueba que de todos los casos atendibles en el marco de la normativa vigente, no se requiere realizar simulaciones de flujos de potencia.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones 2013-2017 modificado según Osinergmin



Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones Modificado – Área de Demanda 3 (Año 2017)



Anexo C Cuadros Comparativos



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

ÁREA DE DEMANDA 3

HDNA OSINERGMIN

Año GWh (%) GWh GWh (%)GWh

2013 4 059,1 4 201,1

2014 4 246,3 4,61% 4 392,9 4,56%

2015 4 489,0 5,72% 4 588,3 4,45%

2016 4 644,3 3,46% 4 703,7 2,51%

2017 4 812,9 3,63% 4 827,0 2,62%

2018 4 981,4 3,50% 4 935,4 2,25%

2019 5 148,3 3,35% 5 044,1 2,20%

2020 5 322,6 3,39% 5 152,9 2,16%

2021 5 504,2 3,41% 5 261,8 2,11%

2022 5 693,2 3,43% 5 370,8 2,07%

2023 5 889,4 3,45% 5 479,9 2,03%

2024 6 093,0 3,46% 5 589,0 1,99%

2025 6 303,9 3,46% 5 698,2 1,95%

2026 6 522,1 3,46% 5 807,4 1,92%

2027 6 747,6 3,46% 5 916,6 1,88%

2028 6 980,4 3,45% 6 025,9 1,85%

2029 7 220,6 3,44% 6 135,2 1,81%

2030 7 468,1 3,43% 6 244,5 1,78%

2031 7 722,9 3,41% 6 353,8 1,75%

2032 7 985,0 3,39% 6 463,1 1,72%

2033 8 254,4 3,37% 6 572,4 1,69%

2034 8 531,2 3,35% 6 681,7 1,66%

2035 8 815,3 3,33% 6 791,0 1,64%

2036 9 106,7 3,31% 6 900,3 1,61%

2037 9 405,4 3,28% 7 009,6 1,58%

2038 9 711,4 3,25% 7 119,0 1,56%

2039 10 024,8 3,23% 7 228,3 1,54%

2040 10 345,5 3,20% 7 337,6 1,51%

2041 10 673,5 3,17% 7 446,9 1,49%

2042 11 008,8 3,14% 7 556,3 1,47%



9. Referencias

[1] “Estudio de los Sistemas Eléctricos de Hidrandina para Modificación del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017” (en adelante “ESTUDIO”), referido al Área de Demanda 3, presentado por HDNA (30 de junio de 2014).

[2] Observaciones al Estudio presentado por HDNA (22 de julio de 2014).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas al Estudio (25 de agosto de 2014).

[4] Diversos archivos de cálculo desarrollados por Osinergmin para sustentar su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2014, presentada por HDNA.

Estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinergmin.gob.pe en la ruta “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Solicitudes de modificación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017”.

http://www.osinerg.gob.pe/

pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del ...libre minera lincuna, de acuerdo con lo...

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