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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0573-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de

Inversiones 2013-2017 de las Áreas de Demanda 12 y 13, presentada por

Electrosur S.A.

Lima, noviembre 2014

Osinergmin Informe N° 0573-2014-GART

Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por ELECTROSUR 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 correspondiente a las Áreas de Demanda 121 y 132, presentada el 30 de junio de 2014 por la empresa de Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”) mediante carta GT-0516-2014.

ELECTROSUR acompaña a su solicitud el informe denominado “Modificación del Plan de Inversiones de Transmisión 2013-2017 asignada a Electrosur por Osinergmin” (en adelante “ESTUDIO”). Sin embargo, ELECTROSUR no menciona las causales que motiven la solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente correspondientes a las Áreas de Demanda 12 y 13, no obstante del ESTUDIO se deduce que la causal que motiva la solicitud de modificación corresponde a cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad.

Con base en la información revisada, Osinergmin ha procedido a realizar un análisis integral, con el objetivo de sustentar la siguiente propuesta de pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por ELECTROSUR:

Nueva Subestación Moquegua Ciudad.- De acuerdo a lo señalado por ELECTROSUR, en el sistema eléctrico de Moquegua existe un considerable incremento de carga, donde la mayor carga está ubicada a 7 km de la subestación Moquegua, lo cual viene generando un nivel de pérdidas en MT por encima de lo regulado por Osinergmin, lo que imposibilita garantizar el incremento de nuevas cargas. Por tal motivo, ELECTROSUR propone una subestación Moquegua Nueva 138/22,9/10 kV y una línea en 138 kV Moquegua existente – Moquegua Ciudad de 4,24 km.

1 Área de Demanda 12: Abarca el departamento de Moquegua

2 Área de Demanda 13: Abarca el departamento de Tacna.

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


Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por ELECTROSUR ii

Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada a la SET Moquegua y ha verificado que existe un incremento de la demanda pero que, sin embargo, del análisis de “Identificación de las SET´s Existentes que superan su capacidad de diseño”, se observa que el transformador de potencia de la SET Moquegua presentaría sobrecarga de 102% recién a partir del año 5 (2018).

Asimismo, se tiene que en base al análisis realizado en los numerales 18 y 19 del Anexo A, la solicitud de la subestación Moquegua Ciudad por otras razones (elevadas pérdidas técnicas y bajos niveles de tensión) carece de sustento.

Por lo señalado, se desestima el pedido de la subestación Moquegua Ciudad y su línea conexa.

Nueva Subestación Ceticos.- De acuerdo a lo señalado por ELECTROSUR, en el sistema eléctrico Tacna–Yarada se ha presentado la solicitud de nuevas cargas que, según el análisis realizado por la solicitante, sólo sería posible abastecer con la implementación de una nueva subestación Ceticos 66/10 kV y una línea en 66 kV Tacna - Ceticos de 9,6 km.

Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada al sistema eléctrico Tacna – Yarada y ha verificado que existe un incremento (3,7%) de la demanda respecto de lo aprobado en el Plan de Inversiones vigente y que, del análisis de “Identificación de las SET´s Existentes que superan su capacidad de diseño”, se observa que la capacidad instalada de las subestaciones existentes y de la nueva SET Viñani (prevista en el Plan de Inversiones vigente), que alimentan al sistema eléctrico Tacna – Yarada, es suficiente para atender el crecimiento de la demanda en el lapso de 10 años dado que en dicho período no se presentan sobrecargas; por tal motivo se desestima el pedido de la nueva subestación Ceticos y su línea conexa.

Nuevo Transformador en Subestación Tomasiri.- De acuerdo a lo señalado por ELECTROSUR, para el caso del sistema eléctrico Tomasiri, a partir de la proyección de demanda se identifica la necesidad de instalar un nuevo transformador de potencia 66/22,9/10 kV – 10 MVA en la subestación Tomasiri.

Al respecto, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda asociada al sistema eléctrico Tomasiri y ha verificado que existe un incremento (32,0%) de la demanda respecto de lo aprobado en el Plan de Inversiones vigente y que, del análisis de “Identificación de las SET´s Existentes que superan su capacidad de diseño”, se observa que el transformador existente de la SET Tomasiri presentaría sobrecarga en el año 2017; por tal motivo se acepta el pedido del nuevo transformador en la SET Tomasiri y 3 celdas en MT.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que desestime la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 12 y apruebe la modificación para el Área de Demanda 13, correspondiente a las instalaciones de ELECTROSUR según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe.


Pronunciamiento sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por ELECTROSUR Página 1 de 63

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 2

1.1 ANTECEDENTES .................................................................................................... 2 1.2 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ............................................................ 3 1.3 PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO ........................................................................... 6

2. UBICACIÓN ............................................................................................................... 7

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

3.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE 10 3.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ....................................................... 11

3.2.1 Proyección de la Demanda .................................................................... 11 3.3 NUEVOS ELEMENTOS EN EL PLAN DE INVERSIONES ............................................... 12

3.3.1 Nueva Subestación Moquegua Ciudad .................................................. 12 3.3.2 Nueva Subestación Ceticos ................................................................... 12 3.3.3 Nuevo Transformador en SET Tomasiri ................................................. 13

4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ................................................. 14

5. PROPUESTA FINAL ............................................................................................... 16

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ................................................................................... 17

6.1 VERIFICACIÓN DE LAS CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE

INVERSIONES VIGENTE ........................................................................................ 17 6.1.1 Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de

Inversiones Vigente ................................................................................ 18 6.2 REVISIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................... 19

6.2.1 Información Base ................................................................................... 20 6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados .............................................. 20 6.2.3 Proyección Ventas-Usuarios Libres ....................................................... 21 6.2.4 Proyección Global .................................................................................. 21 6.2.5 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico ............. 23

6.3 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN..................................................................... 24 6.3.1 Situación actual ...................................................................................... 25 6.3.2 Nueva Subestación Moquegua Ciudad .................................................. 26 6.3.3 Nueva Subestación Ceticos ................................................................... 26 6.3.4 Nuevo Transformador en SET Tomasiri ................................................. 28

6.4 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 .......................................... 28

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................... 30

8. ANEXOS .................................................................................................................. 32

Anexo A Análisis de Respuesta a las observaciones formuladas al ESTUDIO ..... 33 Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual ..................................................... 57 Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según Osinergmin ...................... 59 Anexo D Cuadros Comparativos .......................................................................... 61

9. REFERENCIAS ....................................................................................................... 63



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 resultado 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 a las Áreas de Demanda 12 y 13 no fue impugnada por ninguna empresa concesionaria.

Con carta GT-0516-2014, el 30 de junio de 2014, la empresa Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”) ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 de ELECTROSUR correspondiente a las Áreas de Demanda 12 y 13, acompañando para el efecto el informe denominado “Modificación del Plan de Inversiones de Transmisión 2013-2017 asignada a Electrosur por Osinergmin” (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, las respuestas e información complementaria que presentó ELECTROSUR 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 Inversiones8.

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

8 Artículo 139º.-

(…)

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

a) Criterios Aplicables

(…)

V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, 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.

(…)

d) Frecuencia de Revisión y Actualización

(…)

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

VI.1) Aprobación del Plan de Inversiones.

(…)



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”), 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 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 viene contemplando 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.

Para los casos donde resulte necesario, durante la etapa de formulación de observaciones se requerirá opinión de otros Titulares del Área de Demanda respectiva, las cuales serán incluidas en el análisis de sustento del referido pronunciamiento.

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

Las Áreas de Demanda 12 y 13 están circunscritas a los departamentos de Moquegua y Tacna respectivamente, los cuales se ubican en la región Sur Oeste del Perú.

En las Áreas de Demanda 12 y 13 se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias, de acuerdo al siguiente detalle:

Área de Demanda 12 Área de Demanda 13

ELECTROSUR ELECTROSUR

Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”) Egesur S.A. (en adelante “EGESUR”)

Energía del Sur S.A. (en adelante “ENERSUR”) Red Eléctrica del Sur S.A. (en adelante “REDESUR”)

Southern Perú Copper Corporation (en adelante “SOUTHERN”)

Actualmente las Áreas de Demanda 12 y 13 están conformadas por los sistemas eléctricos, según el siguiente detalle:

Área de Demanda 12:

o Ilo

o Moquegua

Área de Demanda 13:

o Tacna - Yarada

o Tarata

o Tomasiri

En el Gráfico N° 2.1 se muestran las ubicaciones geográficas de las Áreas de Demanda 12 y 13.



Gráfico N° 2.1

Ubicación Geográfica de las Áreas de Demanda 12 y 13

Asimismo, en los siguientes Gráficos N° 2.2 y N° 2.3 se muestran los trazos aproximados de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden a las Áreas de Demanda 12 y 13, respectivamente.

12

13



Gráfico N° 2.2

Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 12

Gráfico N° 2.3

Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 13



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, mediante carta GT-0516-2014, el 30 de junio de 2014, ELECTROSUR presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente a las Áreas de Demanda 12 y 13.

Dicha solicitud propone la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones 2013-2017: i) Nueva SET Moquegua Ciudad; ii) Nueva SET Ceticos y iii) Nuevo transformador en la SET Tomasiri.

Para efectos del análisis, la información presentada como parte del ESTUDIO, se considera como PROPUESTA INICIAL de la solicitante.

3.1 Causales para solicitar la Modificación del Plan de Inversiones Vigente

ELECTROSUR manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito desarrollar el sustento técnico para la solicitud de modificatoria del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo concerniente a las Áreas de Demanda 12 y 13, sin embargo no menciona las causales en concordancia con lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, según las cuales se permite la revisión y actualización del Plan de Inversiones en transmisión (aprobado por Osinergmin cada 4 años).

No obstante, a partir del ESTUDIO se infiere que la inclusión de nuevos elementos en el Plan de Inversiones 2013-2017 para las Áreas de Demanda 12 y 13, obedece a cambios significativos en la demanda eléctrica que resulta ser mayor a la empleada en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012 (causal i del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE).



3.2 Reformulación del Plan de Inversiones

3.2.1 Proyección de la Demanda

Los criterios tomados para la actualización de la demanda de las Áreas de Demanda 12 y 13 por parte de la solicitante fueron los siguientes:

- Se ha considerado las ventas de energía del mercado regulado, principalmente de la Liquidación Anual de SST y SCT período 2014, del Osinergmin.

- La venta global de energía (BT + MT) para cada área de Demanda se determinó aplicando el método de tendencia y el econométrico, obteniéndose los siguientes resultados:



3.3 Nuevos Elementos en el Plan de Inversiones

3.3.1 Nueva Subestación Moquegua Ciudad

Señala ELECTROSUR que en el sistema eléctrico de Moquegua existe un considerable incremento de carga y que la mayor carga está ubicada a 7 km de la subestación Moquegua, lo cual viene generando un nivel de pérdidas en MT por encima de lo regulado por Osinergmin, lo que imposibilita garantizar el incremento de nuevas cargas. Por lo que, ELECTROSUR propone dos alternativas de solución.

Alternativa 1: Consiste en una nueva subestación Moquegua Nueva 138/22,9/10 kV con un transformador existente (rotado de Moquegua) y una línea en 138 kV Moquegua existente – Moquegua Ciudad de 4,24 km.

Alternativa 2: Consiste en una nueva subestación Moquegua Ciudad 66/22,9/10 kV con un nuevo transformador y una línea en 66 kV Moquegua existente – Moquegua Ciudad de 4,24 km. Adicionalmente, se propone instalar un transformador 138/66 kV – 50 MVA en la SET Moquegua.

De la evaluación de mínimo costo, la Alternativa N° 1 resulta de menor costo, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

3.3.2 Nueva Subestación Ceticos

Señala ELECTROSUR que en el sistema eléctrico Tacna – Yarada se ha presentado la solicitud de nuevas cargas que, de acuerdo al análisis realizado, sólo sería posible abastecer con la implementación de una nueva subestación. Por lo que, ELECTROSUR propone dos alternativas.

Alternativa N° 1: Consiste en una nueva subestación Ceticos 66/10 kV con un nuevo transformador y una línea en 66 kV Tacna - Ceticos de 9,6 km.

Alternativa N° 2: Consiste en una nueva subestación Ceticos 66/10 kV con un nuevo transformador y una línea en 66 kV Los Héroes – Ceticos de 12,8 km.



De la evaluación de mínimo costo, la Alternativa N° 1 resulta de menor costo, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

3.3.3 Nuevo Transformador en SET Tomasiri

Señala ELECTROSUR que en el caso del sistema eléctrico Tomasiri, mediante la proyección de demanda, se ha identificado la necesidad de instalar un nuevo transformador de potencia 66/22,9/10 kV – 10 MVA en la subestación Tomasiri.

Para este caso ELECTROSUR no presenta evaluación de alternativas.



4. Observaciones al Estudio de sustento

A través del Oficio N° 0710-2014-GART, el 24 de julio de 2014 Osinergmin remitió a ELECTROSUR las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 08 de octubre de 2014 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso.

Entre otras, las observaciones relevantes formuladas al ESTUDIO, son las siguientes:

- En el ESTUDIO, ELECTROSUR se propone implementar una nueva SET 138/10 kV Moquegua Ciudad y la nueva SET Ceticos 60/10 kV; sin embargo, la solicitante no señala el año en que se requiere implementar dichas instalaciones de conformidad con el numeral 5.9.4. de la NORMA TARIFAS.

- Se requirió que se presente los archivos de cálculo tomando en cuenta los formatos de demanda vigentes publicados en la Resolución N° 217-2013-OS/CD que aprueba la NORMA TARIFAS.

- En referencia a la incorporación de cargas nuevas dentro de la proyección de la demanda de las Áreas de Demanda 12 y 13, ELECTROSUR no sustenta a cabalidad la demanda adicional requerida. Al respecto, según lo señalado en el Artículo 6.2.8 de la NORMA TARIFAS, se requirió la presentación de la documentación actualizada que sustente la magnitud de la demanda y su cronograma de incorporación dentro de dichas Áreas de Demanda. También se solicitó que se deben excluir aquellas solicitudes de factibilidad de suministro cuya antigüedad sea mayor a un (1) año.

- Los datos históricos de ventas de energía y número de clientes, mostrados en los formatos F-104 y F-105 no concuerdan con los registros de la base de datos de información comercial (SICOM). Se requirió la revisión de estos datos y, de ser el caso, corregir donde corresponda.

- ELECTROSUR consigna en el formato F-115 valores similares de FC, FCP y FS para todas las nuevas cargas sin tomar en cuenta el tipo



(conjunto habitacional, industria, etc.), comportamiento (estacionalidad) y nivel de uso (intensivo). Al respecto, se solicitó que se justifique los criterios asumidos tomando en cuenta lo señalado en el numeral 8.1.2.c) de la NORMA TARIFAS o de lo contrario corregir dicho formato donde corresponda.

- Según carta N° 002MDR/2014, el cliente Maydiresa-Yura menciona que la carga solicitada (10 MW) se tomará de la línea “Para- Yarada” de 60 kV, sin embargo ELECTROSUR, en la proyección de la demanda, considera dicha carga en el nivel de 10 kV. Al respecto, se requirió que ELECTROSUR explique las diferencias encontradas o en su defecto corregir donde corresponda.

- En el análisis de alternativas, realizado por ELECTROSUR, correspondiente al refuerzo de la LT 60 kV Tacna - Yarada, no se justifica el cambio de conductor de 64 mm2 a 240 mm2 en el enlace Ceticos – Yarada. Al respecto, se requirió que se presente el análisis respectivo dado que dicho enlace no presentaría sobrecarga en el período de evaluación.

- ELECTROSUR indica que se dará de Baja a la LT 60 kV Tacna – Yarada, sin embargo en el numeral 5.4 del ESTUDIO no incluye la Baja de dicha instalación. Al respecto, se solicitó que ELECTROSUR debe proponer como parte de sus requerimientos la Baja de la línea mencionada.

- ELECTROSUR solicita dos transformadores de reserva (SET Tacna y SET Yarada) sin presentar en su ESTUDIO los sustentos que validen dicho pedido. Al respecto, se requirió que se presente el análisis y los criterios empleados para determinar la cantidad de transformadores de reserva.

- En el ESTUDIO se propone nuevos alimentadores en MT y no se incluye la justificación pertinente, la cual debe basarse en el criterio establecido en la descripción del formato F-204 de la NORMA TARIFAS. En ese sentido, se solicitó que ELECTROSUR realice el análisis respectivo para cada subestación (Moquegua Ciudad, Tomasiri e Ilo) en donde se requiera implementar un nuevo alimentador MT.



5. Propuesta Final

El 09 de octubre de 2014, con carta s/n, ELECTROSUR presentó las respuestas a las observaciones efectuadas al ESTUDIO e información complementaria que acompaña como sustento de dichas respuestas.

Es importante señalar que ELECTROSUR 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 ELECTROSUR carácter de sustento de dicha ratificación.

El análisis de todas las respuestas se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

Por otra parte, el 31 de octubre de 2014, con carta GT-0783-2014, de forma extemporánea, ELECTROSUR presentó información adicional relacionada con la solicitud de modificación del Plan de Inversiones.

Al respecto, cabe señalar que el documento antes citado, no será considerado para el análisis particular del Regulador, debido a que dicha documentación fue presentada fuera del plazo, conforme se explica en el informe legal respectivo. No obstante, la información pertinente contenida en la mencionada carta será tomada en cuenta para el análisis que sustenta el pronunciamiento del Regulador, por tratarse de información disponible, sobre la base del principio administrativo de verdad material, según se indica en el citado informe legal.



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ELECTROSUR en su PROPUESTA INICIAL (en adelante “PROPUESTA”), así como las respuestas a las observaciones formuladas al ESTUDIO e información complementaria presentada en mérito a 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 el marco regulatorio vigente.

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

A continuación se presenta el análisis realizado por Osinergmin para el sustento de su PRONUNCIAMIENTO, cuyos resultados de los cálculos correspondientes se encuentran en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web de Osinergmin, al igual que toda la información presentada por la solicitante e interesados.

6.1 Verificación de las causales para solicitar la modificación del Plan de Inversiones Vigente

Mediante el Decreto Supremo N° 014-2012-EM, se modificó y se agregó, entro otros, el numeral III) y el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, respectivamente; donde el numeral VII) agregado señala que:

“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…”

Asimismo, el numeral 5.8.1) de la NORMA TARIFAS indica que las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones vigente deben ceñirse a las razones establecidas en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

En ese sentido, de acuerdo a los considerandos citados precedentemente, el respectivo titular podrá solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente, siempre y cuando ocurra cualquiera de las siguientes causales, respecto al Plan de Inversiones Vigente.

1) Cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad.

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

3) Cambios en las condiciones técnicas o constructivas, o

4) Por otras razones debidamente justificadas.

Al respecto ELECTROSUR no indica la causal para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente a las Áreas de Demanda 12 y 13, sin embargo a partir del ESTUDIO se infiere que la causal es el incremento de la demanda proyectada lo que corresponde a la causal 1) del párrafo anterior.

En ese sentido, Osinergmin en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible, ha revisado si la causal señalada en el párrafo anterior es válida para justificar la solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente. A continuación se analiza la causal mencionada.

6.1.1 Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones Vigente

Respecto al incremento en la demanda, Osinergmin ha revisado la información presentada por ELECTROSUR como parte de su PROPUESTA.

En la PROPUESTA, la solicitante sostiene que el pronóstico de la demanda ha seguido la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, empleando los métodos de tendencia y econométrico sobre la base de la información histórica de demanda (ventas de energía).

Al respecto, como resultado se presenta la comparación de las demandas coincidentes a nivel sistema; como resultado se puede apreciar que en promedio la demanda se incrementó para el sistema Moquegua en 9,2%, para el sistema Tacna-Yarada en 14,4% y para el sistema Tomasiri en 22,2% con respecto a la demanda aprobada en el Plan de Inversiones vigente:



Cuadro N° 6.1 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE – Sistema

Moquegua - (MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Revisión ELECTROSUR1 7,6 8,9 10,0 11,8 12,3 12,9 13,4 13,9

PI 2013-20222 8,2 8,7 9,3 9,9 10,5 11,2 11,9 12,6

(1-2) -0,6 0,2 0,8 1,9 1,8 1,7 1,5 1,3

% -7,1% 1,9% 8,5% 19,7% 17,7% 15,7% 12,9% 10,2%

(1) Los valores provienen del archivo “01-Demanda_Rev_2013_A12.xls” remitido por ELECTROSUR. (2) Los valores provienen del archivo “F-100” publicado como parte de los cálculos del Plan de Inversiones vigente para

el Área de Demanda 12.

Cuadro N° 6.2 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE – Sistema Tacna -

Yarada - (MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


PI 2013-20222 41,8 46,2 50,8 55,4 60,1 62,5 65,0 67,7

(1-2) -2,4 -4,4 4,6 9,0 9,5 12,5 15,1 16,3

% -5,8% -9,5% 9,0% 16,3% 15,8% 19,9% 23,2% 24,1%



Cuadro N° 6.3 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE – Sistema Tomasiri -

(MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


PI 2013-20222 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,7

(1-2) -0,1 -0,1 -0,1 -0,1 1,0 1,0 1,0 1,0

% -4,4% -3,4% -2,5% -1,6% 42,9% 41,7% 39,8% 38,1%



En efecto, por los motivos descritos en el numeral 6.1.1, la causal para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, se considera válida; por lo tanto, queda claro que existen razones para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente a las Áreas de Demanda 12 y 13.

Sin perjuicio de lo anterior, Osinergmin ha desarrollado los análisis correspondientes a fin de sustentar técnica y económicamente el PRONUNCIAMIENTO, sin que ello contradiga o afecte lo indicado en la presente sección.

6.2 Revisión de la Demanda

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda eléctrica presentada en la propuesta de ELECTROSUR, debido a que en ésta se mantienen aspectos que no han sido evaluados adecuadamente por la solicitante. A continuación se señalan los más importantes:



No se ha tomado en cuenta las modificaciones realizadas mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD que aprueba la versión vigente de la NORMA TARIFAS al momento de presentar los cálculos que sustentan la nueva proyección de la demanda de las Áreas de Demanda 12 y 13.

No se ha actualizado la data histórica de demanda, la misma que debe ser actualizada a diciembre 2013, siendo éste el año representativo para efectos de la proyección de la demanda. Tampoco se presentaron los registros cada 15 minutos correspondientes a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda, según lo establecido en el numeral 8.1.1 de la NORMA TARIFAS.

6.2.1 Información Base

Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado ELECTROSUR como parte de su PROPUESTA, han sido revisadas teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin: “SICOM_1996_2013” y “SICLI 2002-2013” 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, el PRECIO MEDIO facturado a los usuarios finales del mercado regulado y la ENERGÍA vendida contenida también en la misma base de datos hasta el año 2013.

6.2.2 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 de las Áreas de Demanda 12 y 13, de manera comparativa con la propuesta de ELECTROSUR. 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, el PRECIO MEDIO y los CLIENTES como variables explicativas y modelos de tendencia donde la única variable explicativa es el TIEMPO.



6.2.3 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. En el caso del Área de Demanda 12, en el sistema Moquegua se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 6.4 PROPUESTA OSINERGMIN – Sistema Moquegua

NUEVAS DEMANDAS (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN NOMBRE POTENCIA (MW)

(kV) USUARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MOQUEGUA 10 PLAZA VEA 0,00 0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00

MOQUEGUA 10 MERCADO CENTRAL 0,00 0,00 0,24 0,49 0,73 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98

MOQUEGUA 10 UNIVERSIDAD NACIONAL DE MOQUEGUA

0,00 0,00 0,05 0,10 0,14 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19

En el caso del Área de Demanda 13, en los sistemas Tacna-Yarada y Tomasiri se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 6.5

PROPUESTA OSINERGMIN – Sistema Tacna-Yarada y Tomasiri NUEVAS DEMANDAS (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN NOMBRE POTENCIA (MW)

(kV) USUARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

DERIV. PARA 60 MAYDIRESA (YURA) 0,00 0,00 0,13 0,25 0,38 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

TACNA 10.5 ZOFRATACNA 0,00 0,00 0,63 1,25 1,88 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50

TOMASIRI 10.5 COMPAÑIA MINERA SANTA PATRICIA

0,00 0,00 0,30 0,60 0,89 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19

6.2.4 Proyección Global

Luego de efectuar la integración de la proyección de las demandas de Usuarios Regulados y Libres, a nivel de barras de cada subestación; según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, se obtiene la proyección global de la demanda de energía eléctrica correspondiente a las Áreas de Demanda 12 y 13, la cual se muestra por nivel de tensión en los Cuadros N° 6.6 y Cuadro N° 6.7.

Cuadro Nº 6.6 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2013 1 659 653 0 99 101 1 758 754

2014 1 659 653 0 104 322 1 763 975

2015 1 659 653 0 113 118 1 772 771

2016 1 659 653 0 122 820 1 782 473




2017 1 659 653 0 132 010 1 791 663

2018 1 659 653 0 141 691 1 801 344

2019 1 659 653 0 146 615 1 806 268

2020 1 659 653 0 151 584 1 811 237

2021 1 659 653 0 156 597 1 816 250

2022 1 659 653 0 161 652 1 821 305

2023 1 659 653 0 166 749 1 826 402

2024 1 659 653 0 171 885 1 831 538

2025 1 659 653 0 177 059 1 836 712

2026 1 659 653 0 182 272 1 841 925

2027 1 659 653 0 187 521 1 847 174

2028 1 659 653 0 192 805 1 852 458

2029 1 659 653 0 198 125 1 857 778

2030 1 659 653 0 203 478 1 863 131

2031 1 659 653 0 208 865 1 868 518

2032 1 659 653 0 214 284 1 873 937

2033 1 659 653 0 219 735 1 879 388

2034 1 659 653 0 225 216 1 884 869

2035 1 659 653 0 230 729 1 890 381

2036 1 659 653 0 236 270 1 895 923

2037 1 659 653 0 241 842 1 901 494

2038 1 659 653 0 247 441 1 907 094

2039 1 659 653 0 253 069 1 912 722

2040 1 659 653 0 258 724 1 918 377

2041 1 659 653 0 264 407 1 924 060

2042 1 659 653 0 270 116 1 929 768

2043 1 659 653 0 275 851 1 935 504

Nota: Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115.

Cuadro Nº 6.7 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 13

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)


2013 0 0 246 664 246 664

2014 0 0 263 423 263 423

2015 0 226 283 315 283 541

2016 0 453 304 031 304 483

2017 0 679 325 544 326 223

2018 0 905 347 776 348 681

2019 0 905 368 392 369 298

2020 0 905 389 721 390 627

2021 0 905 411 749 412 655

2022 0 905 434 464 435 370

2023 0 905 457 853 458 759

2024 0 905 481 907 482 812

2025 0 905 506 615 507 520

2026 0 905 531 968 532 874

2027 0 905 557 956 558 862

2028 0 905 584 569 585 474

2029 0 905 611 795 612 700




2030 0 905 639 625 640 530

2031 0 905 668 049 668 954

2032 0 905 697 057 697 962

2033 0 905 726 640 727 546

2034 0 905 756 789 757 695

2035 0 905 787 495 788 400

2036 0 905 818 747 819 653

2037 0 905 850 539 851 445

2038 0 905 882 861 883 767

2039 0 905 915 705 916 610

2040 0 905 949 063 949 968

2041 0 905 982 926 983 832

2042 0 905 1 017 288 1 018 193

2043 0 905 1 052 140 1 053 045

Nota: Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115.

6.2.5 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico

La máxima demanda (MW) coincidente a nivel sistema eléctrico, se ha determinado en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible; en resumen, se parte de los valores obtenidos en los Cuadros N° 6.7 y N° 6.8, donde se aplican los porcentajes de pérdidas en Baja y Media tensión lográndose así la demanda de energía. Dado que el objetivo final es proyectar la demanda por subestaciones, se hacen uso de los factores de caracterización de cada subestación, estos factores son: Factor de Contribución a la Punta (FCP), Factor de Simultaneidad (FS), Factor de Carga (FC), Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) y Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del área de demanda (FPMWHS). Aplicando dichos factores a la demanda de energía se obtiene la proyección de la demanda de potencia coincidente con el sistema eléctrico para los usuarios regulados, y luego, tomando en consideración la metodología señalada en la sección 6.2.3 para los usuarios libres, se desarrolló la proyección para dichos usuarios. Finalmente se obtiene la proyección integrada entre usuarios regulados y libres, como se muestra en los Cuadro N° 6.8 y N°6.9.

Cuadro Nº 6.8 MÁXIMA DEMANDA A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO – ÁREA DE DEMANDA 12

Proyección de la Demanda (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN POTENCIA (MW)

(kV) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MOQUEGUA 10 7,59 7,99 8,80 9,68 10,51 11,39 11,77 12,15 12,53 12,92 13,31 13,70

ILO 10 10,52 11,08 11,50 12,02 12,49 13,01 13,53 14,06 14,59 15,13 15,67 16,21




(kV) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

ILO 22.9 6,11 6,43 6,81 7,25 7,66 8,09 8,40 8,70 9,01 9,32 9,64 9,95

MOQUEGUA 138 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93 131,93

TOTAL MAT 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9 131,9

TOTAL AT 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL MT 24,2 25,5 27,1 29,0 30,7 32,5 33,7 34,9 36,1 37,4 38,6 39,9

TOTAL 156,2 157,4 159,0 160,9 162,6 164,4 165,6 166,8 168,1 169,3 170,5 171,8

Fuente: Formato F-121.

Cuadro Nº 6.9 MÁXIMA DEMANDA A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO – ÁREA DE DEMANDA 13

Proyección de la Demanda (MW)


(kV) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

ALTO TOQUELA 10 0,09 0,10 0,10 0,11 0,12 0,12 0,13 0,14 0,15 0,15 0,16 0,17

EL AYRO 10 0,46 0,49 0,52 0,56 0,59 0,63 0,67 0,71 0,75 0,79 0,83 0,88

CASERIO ARICOTA 10 0,21 0,22 0,24 0,25 0,27 0,28 0,30 0,32 0,34 0,36 0,38 0,40

CHALLAHUAYA 10 0,04 0,05 0,05 0,05 0,05 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 0,08 0,08

TARATA 10 0,17 0,19 0,20 0,21 0,23 0,24 0,25 0,27 0,28 0,30 0,32 0,33

TACNA 10.5 7,40 7,90 9,05 10,23 11,43 12,65 13,27 13,90 14,57 15,25 15,95 16,67

TACNA 10.5 14,19 15,16 16,17 17,23 18,33 19,48 20,66 21,89 23,16 24,47 25,81 27,20

PARQUE INDUSTRIAL 10.5 16,78 17,92 19,11 20,36 21,67 23,02 24,42 25,87 27,37 28,92 30,51 32,14

YARADA 10.5 1,02 1,09 1,16 1,24 1,32 1,40 1,49 1,57 1,67 1,76 1,86 1,96

TOMASIRI 10.5 1,80 1,92 2,35 2,78 3,22 3,66 3,81 3,97 4,13 4,29 4,46 4,64

DERIV. PARA 60 0,00 0,00 0,13 0,25 0,38 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

TOTAL MAT 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL AT 0,0 0,0 0,1 0,3 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

TOTAL MT 42,2 45,0 48,9 53,0 57,2 61,5 65,1 68,7 72,5 76,4 80,4 84,5

TOTAL 42,2 45,0 49,1 53,3 57,6 62,0 65,6 69,2 73,0 76,9 80,9 85,0

Fuente: Formato F-121.

6.3 Planeamiento de la Transmisión

En el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, Osinergmin procedió a determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda de las Áreas de Demanda 12 y 13 en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, en donde se analizaron diversas alternativas para los diferentes sistemas eléctricos que conforman las Áreas de Demanda 12 y 13. En aquella oportunidad y dentro de las etapas que corresponden al proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, se descartaron aquellas alternativas que no correspondían a la de mínimo costo.

No obstante, bajo las mismas premisas que se han tenido en cuenta en el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones y con las condiciones actuales de demanda y costos, Osinergmin ha procedido nuevamente a



determinar el mejor desarrollo de la transmisión para la atención de la demanda de las Áreas de Demanda 12 y 13, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ELECTROSUR:

No se aprovecha de forma eficiente las instalaciones existentes.

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

6.3.1 Situación actual

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

En los cuadros siguientes se presenta para el año 2013 el nivel de utilización de los transformadores y líneas de transmisión de las Áreas de Demanda 12 y 13:

Cuadro Nº 6.10 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

Nombre Pot.Nom.

HV MVA

Pot.Nom. MV

MVA

Pot.Nom. LV

MVA

Dem. HV MVA

Dem. MV MVA

Dem. LV MVA

Factor de Utilización

HV (%)


MV (%)


LV (%)

TR1 - Ilo 25 13 13 20,58 9,26 11,32 82,3 71,2 87,1

Cuadro Nº 6.11

FACTOR DE UTILIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS

Nombre Pot.Nom.

MVA Dem MVA


(%)

TR1 - Moquegua 13 7,99 61,5

TR1 – P. Industrial 25 17,71 70,8

TR1- Tacna 10 8,75 87,5

TR2 – Tacna 25 16,95 67,8

TR2 - Yarada 13 8,29 63,8

TR1 - Tomasiri 3 1,89 63,1

Cuadro Nº 6.12 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Nombre Capacidad

(Amp) Demanda

(Amp) Factor de

Utilización (%)

LT 66 kV Los Héroes –Tacna (L-6640) 545 407 74,7

LT 66 kV Tacna – Yarada (L-6659) 240 78 32,3

LT 66 kV P. Industrial – Tacna (L-6677) 340 172 50,5

LT 66 kV Los Héroes – Tomasiri (L-6637) 219 78 35,5



Como se puede apreciar ninguna instalación de transmisión ha superado el 100% de factor de utilización.

Respecto al Área de Demanda 12

6.3.2 Nueva Subestación Moquegua Ciudad Osinergmin ha evaluado la información remitida por ELECTROSUR y en base a la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que el transformador de potencia de la SET Moquegua presenta sobrecarga recién a partir del año 5 (2018). Para tal efecto, en el Cuadro N° 6.13 se muestra la cargabilidad del transformador existente.

Cuadro N° 6.13 CARGABILIDAD DE LA SET MOQUEGUA

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

SET LADO kV Fabricación 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

MD (MVA) HV 138

7,99 8,41 9,57 10,80 11,99 13,21 13,61 14,01 14,42 14,82 15,23

MD (MVA) LV 10 7,99 8,41 9,57 10,80 11,99 13,21 13,61 14,01 14,42 14,82 15,23

SET MAT/MT MOQUEGUA

POT. INST. (MVA) HV 138 2006 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00 13,00

TR1 POT. INST. (MVA) LV 10 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

61,5% 64,7% 73,6% 83,1% 92,2% 101,6% 104,7% 107,8% 110,9% 114,0% 117,2%

FACTOR DE USO LV 10 61,5% 64,7% 73,6% 83,1% 92,2% 101,6% 104,7% 107,8% 110,9% 114,0% 117,2%

Además, en base al análisis realizado en los numerales 18 y 19 del Anexo A, la solicitud de la nueva subestación Moquegua Ciudad por otras razones (elevadas pérdidas técnicas y bajos niveles de tensión) carece de sustento.

Por lo señalado, la solicitud de la nueva subestación Moquegua Ciudad y su línea conexa es desestimada.

Respecto al Área de Demanda 13

6.3.3 Nueva Subestación Ceticos Osinergmin ha evaluado la información remitida por ELECTROSUR y en base a la proyección de demanda efectuada por Osinergmin, en el sistema eléctrico Tacna-Yarada, se ha verificado que el transformador de 10 MVA de la SET Tacna presentará sobrecarga en el año 2 (2015) y el segundo transformador de 25 MVA se sobrecargará en el año 7 (2020). Para demostrar lo mencionado, en el Cuadro N° 6.14 se muestra la cargabilidad de la SET Tacna.

Cuadro N° 6.14 CARGABILIDAD DE LA SET TACNA



MD (MVA) HV 66

16,95 18,10 19,31 20,57 21,89 23,26 24,67 26,14 27,65 29,21 30,82

MD (MVA) LV 10 16,95 18,10 19,31 20,57 21,89 23,26 24,67 26,14 27,65 29,21 30,82

MD (MVA) HV 66

8,75 9,35 10,63 11,94 13,28 14,64 15,37 16,13 16,91 17,72 18,55





MD (MVA) LV 10 8,75 9,35 10,63 11,94 13,28 14,64 15,37 16,13 16,91 17,72 18,55

SET AT/MT TACNA POT. INST. (MVA) HV 66 2009 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

TR1 POT. INST. (MVA) LV 10 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

TR2 POT. INST. (MVA) HV 66 1997 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

POT. INST. (MVA) LV 10 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

FACTOR DE USO HV 66

67,8% 72,4% 77,2% 82,3% 87,6% 93,0% 98,7% 104,6% 110,6% 116,9% 123,3%

FACTOR DE USO LV 10 67,8% 72,4% 77,2% 82,3% 87,6% 93,0% 98,7% 104,6% 110,6% 116,9% 123,3%

FACTOR DE USO HV 66

87,5% 93,5% 106,3% 119,4% 132,8% 146,4% 153,7% 161,3% 169,1% 177,2% 185,5%

FACTOR DE USO LV 10 87,5% 93,5% 106,3% 119,4% 132,8% 146,4% 153,7% 161,3% 169,1% 177,2% 185,5%

Sin embargo, cabe señalar que en el Plan de Inversiones vigente se tiene aprobada, para el año 20139, la construcción de una nueva subestación Viñani 66/10 kV, la cual tomará carga de la SET Tacna10. Para tal efecto, se muestra en el Cuadro N° 6.15 la redistribución de la carga entre las subestaciones mencionadas.

Cuadro N° 6.15 CARGABILIDAD DE LA SET TACNA Y SET VIÑANI



MD (MVA) HV 66

16,95 7,83 8,35 8,90 9,47 10,06 10,67 14,37 15,15 15,96 16,80

MD (MVA) LV 10 16,95 7,83 8,35 8,90 9,47 10,06 10,67 14,37 15,15 15,96 16,80

MD (MVA) HV 66

8,75 5,24 6,25 7,27 8,31 9,36 9,77 7,14 7,44 7,76 8,09

MD (MVA) LV 10 8,75 5,24 6,25 7,27 8,31 9,36 9,77 7,14 7,44 7,76 8,09

SET AT/MT TACNA POT. INST. (MVA) HV 66 2009 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

TR1 POT. INST. (MVA) LV 10 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

TR2 POT. INST. (MVA) HV 66 1997 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

POT. INST. (MVA) LV 10 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

FACTOR DE USO HV 66

67,8% 31,3% 33,4% 35,6% 37,9% 40,2% 42,7% 57,5% 60,6% 63,9% 67,2%

FACTOR DE USO LV 10 67,8% 31,3% 33,4% 35,6% 37,9% 40,2% 42,7% 57,5% 60,6% 63,9% 67,2%

FACTOR DE USO HV 66

87,5% 52,4% 62,5% 72,7% 83,1% 93,6% 97,7% 71,4% 74,4% 77,6% 80,9%

FACTOR DE USO LV 10 87,5% 52,4% 62,5% 72,7% 83,1% 93,6% 97,7% 71,4% 74,4% 77,6% 80,9%

MD (MVA) HV 66

14,38 15,34 16,34 17,39 18,47 19,60 20,76 21,97 23,21 24,48

MD (MVA) LV 10 14,38 15,34 16,34 17,39 18,47 19,60 20,76 21,97 23,21 24,48

SET AT/MT VIÑANI POT. INST. (MVA) HV 66 2014 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

TR1 POT. INST. (MVA) LV 10 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

FACTOR DE USO HV 66

57,5% 61,4% 65,4% 69,6% 73,9% 78,4% 83,1% 87,9% 92,8% 97,9%

9 Hasta la fecha sólo se tiene el terreno y el cerco perimétrico.

10 Aún más, en el supuesto que no entre la Subestación Viñani, a tiempo, se puede redistribuir carga entre transformadores mediante la transferencia de alimentadores, de la barra 10 kV del transformador TR2 hacia la barra 10 kV del transformador TR1, con lo cual se aliviaría la sobrecarga hasta por un año (hasta el año 2016).



Por lo mostrado en el cuadro anterior, el sistema eléctrico Tacna-Yarada no requiere una nueva subestación, por lo cual se desestima el pedido de la nueva subestación Ceticos.

6.3.4 Nuevo Transformador en SET Tomasiri Osinergmin ha evaluado la información remitida por ELECTROSUR y en base a la proyección de demanda efectuada por Osinergmin se ha podido verificar que el transformador de potencia de la SET Tomasiri presentará sobrecarga a partir del año 4 (2017). Para tal efecto, en el Cuadro N° 6.16 se muestra la cargabilidad del transformador existente.

Cuadro N° 6.16 CARGABILIDAD DE LA SET TOMASIRI



MD (MVA) HV 66

1,89 2,02 2,47 2,93 3,39 3,85 4,01 4,18 4,35 4,52 4,70

MD (MVA) LV 10 1,89 2,02 2,47 2,93 3,39 3,85 4,01 4,18 4,35 4,52 4,70

SET AT/MT TOMASIRI POT. INST. (MVA) HV 66 1965 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00

TR1 POT. INST. (MVA) LV 10 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00

FACTOR DE USO HV 66

63,1% 67% 82% 98% 113% 128% 134% 139% 145% 151% 157%

FACTOR DE USO LV 10 63,1% 67% 82% 98% 113% 128% 134% 139% 145% 151% 157%

Por lo mostrado, a fin de solucionar la sobrecarga detectada, la solicitud de un nuevo transformador de potencia 66/22,9/10 kV – 611 MVA en la SET Tomasiri es aceptada. Asimismo, a fin de atender la nueva demanda en el nivel de 22,9 kV resulta pertinente implementar un sistema de barras en 22,9 kV, para ello se requiere incorporar 3 celdas de MT (1 de transformador, 1 de medición y 1 de alimentador).

6.4 Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017

Como resultado del análisis realizado por Osinergmin, en el siguiente cuadro se detallan, en lo que corresponde a las instalaciones asignadas a ELECTROSUR en el Área de Demanda 13, las instalaciones que en consecuencia se agregan al Plan de Inversiones 2013-2017.

Instalaciones que se agregarán al Plan de Inversiones 2013-2017

ELECTROSUR incluyó en su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 13, un nuevo transformador para la subestación Tomasiri. En base al análisis desarrollado en la sección 6.3.4 del presente informe se encuentra procedente incorporar un nuevo

11 Se modifica la capacidad de 10 MVA por 6 MVA, debido a que el transformador de 10 MVA tendría un factor de utilización por debajo de 35% al inicio de su operación comercial, cuando lo recomendable es que se tenga un factor de utilización mayor a 50 %.



transformador y 3 celdas MT en el Plan de Inversiones 2013-2017. Las instalaciones que se agregarán al Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 13, son las siguientes:

Cuadro Nº 6-17 INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 –

TITULAR ELECTROSUR – ÁREA DE DEMANDA 13

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar

2017 ELECTROSUR Transformador 66/22,9/10 kV – 6 MVA SET AT/MT TOMASIRI TP-060023010-006CO1E

2017 ELECTROSUR Celda de Transformador SET AT/MT TOMASIRI CE-023COR1C1ESBTR1

2017 ELECTROSUR Celda de Medición SET AT/MT TOMASIRI CE-023COR1C1ESBMD1

2017 ELECTROSUR Celda de Alimentador SET AT/MT TOMASIRI CE-023COR1C1ESBAL1

Respecto al Área de Demanda 12, en base al análisis realizado en la sección 6.3.2 del presente informe no se incorpora ninguna instalación de transmisión.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado al ESTUDIO, así como al análisis de oficio realizado por Osinergmin, se concluye lo siguiente:

a) ELECTROSUR como parte de su PROPUESTA motiva su solicitud, indicando que la causal para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente a las Áreas de Demanda 12 y 13 es el incremento demanda eléctrica en comparación con la empleada en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012. Dicha causal se asocia a la primera razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

b) En cuanto a la solicitud de una nueva subestación Moquegua Ciudad, de acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin respecto de la evolución de la demanda se ha podido verificar un crecimiento superior al previsto en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017; sin embargo, con dicho crecimiento el transformador existente se sobrecarga recién a partir del año 2018.

Asimismo, en base al análisis realizado en los numerales 18 y 19 del Anexo A, la solicitud de la subestación Moquegua Ciudad por otras razones (elevadas pérdidas técnicas y bajos niveles de tensión) carece de sustento.

Por lo mencionado se desestima el pedido de la subestación Moquegua Ciudad y su línea conexa.

c) En relación a la solicitud de una nueva subestación Ceticos, de acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin referido a la evolución de la demanda se ha podido verificar un incremento superior a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017; sin embargo bajo ese escenario y considerando la nueva SET Viñani, aprobada en el Plan de Inversiones vigente, se verifica que no existiría sobrecarga en el sistema eléctrico Tacna-Yarada, por lo cual se desestima la solicitud de la nueva subestación Ceticos.



d) En cuanto a la solicitud de un nuevo transformador en la SET Tomasiri, de acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin respecto de la evolución de la demanda se ha podido verificar un crecimiento superior al previsto en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017; bajo este escenario se verifica que con dicho crecimiento se sobrecarga el transformador existente a partir del año 2017, por tanto se considera pertinente aceptar la solicitud de un nuevo transformador en la SET Tomasiri y 3 celdas de MT, a fin de dar solución a la sobrecarga detectada.

e) Se recomienda la emisión de una resolución que: i) desestime la solicitud de modificación del Plan de Inversiones del Área de Demanda 12 y ii) apruebe la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 13, correspondiente a las instalaciones de ELECTROSUR según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe.

[jmendoza]

/lchb



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de Respuesta a las observaciones formuladas al ESTUDIO.

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual.

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

Anexo D Cuadros Comparativos.



Anexo A Análisis de Respuesta a las observaciones

formuladas al ESTUDIO



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

OBSERVACIONES AL CONTENIDO DEL ESTUDIO

1. La empresa ELECTROSUR no ha cumplido con presentar toda la información necesaria para la solicitud de modificación del PI 2013-2017, como por ejemplo: la relación de instalaciones existentes cuyas bajas se prevén en el período tarifario vigente, como consecuencia de la instalación de nuevos transformadores y nuevas líneas de transmisión.

Respuesta:

En el presente informe de absolución de observaciones y la documentación que se adjunta en los anexos del CD presentado; se ha remitido toda la información correspondiente.

Análisis

ELECTROSUR no ha presentado una nueva versión del ESTUDIO, debidamente corregido en mérito a la subsanación de las observaciones, por lo cual no ha sido posible verificar lo solicitado. No obstante, se tomará como referencia para el análisis la información remitida.

Conclusión

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

2. En el ESTUDIO se propone implementar una nueva SET 138/10 kV Moquegua Ciudad y la nueva SET Ceticos 60/10 kV; sin embargo, la solicitante no señala el año en que se requiere implementar dichas instalaciones de conformidad con el numeral 5.9.4. de la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

En el siguiente cuadro se puede apreciarse el año de puesta en operación comercial [en la columna denominada "Año"] de los elementos de líneas de transmisión y subestaciones de transformación de las Áreas de Demanda 12 y 13 que corresponden al titular ELECTROSUR.



Análisis

Para el análisis se tomará de referencia la información contenida en el cuadro anterior.

Conclusión

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

OBSERVACIONES A LA EVALUACIÓN DE LA DEMANDA

Observaciones Generales

3. Se requiere que se presente los archivos de cálculo tomando en cuenta los formatos de demanda vigentes publicados en la Resolución N° 217-2013-OS/CD que aprueba la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Se adjunta los archivos de cálculo y formatos actualizados en la carpeta: "FORMATOS CON VINCULOS\O_FINALMODIFICATORIA- ELS.

Análisis

Se verifica la presentación de los archivos indicados, los que se tomaran en cuenta para el presente análisis.

Conclusión


4. Se debe presentar los registros de cada 15 minutos (del año 2013) correspondiente a cada devanado de transformadores de cada SET perteneciente a las Áreas de Demanda 12 y 13, según lo establecido en el numeral 8.1.1 de la NORMA TARIFAS, que sustenta la información consignada en el formato F-102.

Respuesta:

Se adjunta los registros de cada 15 minutos dentro de la carpeta de formatos de demanda:



FORMATOS CON VINCULOS\O_FINALMODIFICATORIA-ELS\002_DEMANDA\FUENTE\FACTORES DE CARGA.

Análisis

Se verifica la presentación del indicado archivo, el cual se toma en cuenta como referencia para el análisis.

Conclusión


5. Tanto para las Áreas de Demanda 12 y 13, las tasas promedio anual de crecimiento de demanda propuestas de 6,4% y 5,5% resultan mayores en comparación con el crecimiento histórico promedio de 5,9% y 5,2% (desde 1996 a 2013). Por otro lado, se ha verificado que los datos históricos de ventas correspondientes al año 2013 (F-105) no corresponden a los valores publicados por Osinergmin en la Base de datos de información comercial (SICOM). Asimismo, no se encuentra debidamente sustentado en los documentos presentados ni en archivos de cálculo, las tasas de proyección de las variables explicativas (PBI, Población y número de Clientes).

En ese sentido, se requiere que ELECTROSUR revise los datos de las variables históricas, los métodos de regresión empleados y los resultados de la proyección de demanda evaluados esta vez para un horizonte de 30 años.

Respuesta:

Con la ayuda del programa informático econométrico Eviews se determinó la mejor función desde el punto de vista estadístico aplicando el método de Mínimos Cuadrados Ordinarios para explicar el comportamiento de la demanda de energía por las barras. Las condiciones estadísticas principales para seleccionar a la mejor función son las siguientes:

• R-cuadrado cercano a 1

• Estadística t significativo para cada variable independiente. Para niveles de confianza al 95%, la probabilidad del estadístico t debe ser menor al 5% (o 0,05).

• Estadística f significativo para el conjunto de variables independientes. Para niveles de confianza al 95%, la probabilidad del estadístico f debe ser menor al 5% (o 0,05).



Para proyectar la demanda del Área de Demanda 12 se utilizó el método de tendencias y método econométrico.

El modelo que mejor explica la demanda global del Área de Demanda 12 es la tendencia polinómica, este modelo tiene un mayor R2 incluso que el modelo econométrico con variable explicativa Clientes Regulados. La tasa de crecimiento resultante es de 5,85% anual.



Para proyectar la demanda del Área de Demanda 13 se utilizó el método de tendencias y método econométrico.

El modelo que mejor explica la demanda global del Área de Demanda 13 es la tendencia exponencial. La tasa de crecimiento resultante es de 5.51%anual, este valor es más cercano a un escenario base o moderado de crecimiento de demanda.

A pesar que el modelo econométrico con variable explicativa PSI tiene un R2 mayor a 9, sin embargo el crecimiento de la demanda de 6.32% muestra un valor optimista con respecto al crecimiento histórico.

Población:

Para la proyección del crecimiento de la población se utilizó el modelo de tendencia lineal, ya que tiene un R2 cercano a 1.

Número de clientes:

Para la proyección del crecimiento del número de clientes se utilizó el modelo de tendencia lineal, ya que tiene un R2 cercano a 1 y muestra un crecimiento moderado.

PBI:

Se tomó como fuente de información el "Estudio de proyecciones del PSI de largo plazo y la demanda de potencia y energía de principales proyectos 2012-2024" elaborado por Apoyo Consultoría para el COES, en noviembre de 2012.

Análisis

Dado que en el informe se consideran como no aceptables los modelos con un R2 por debajo de 0,9 (por ejemplo un R2 de 0,856 - modelo con PBI como variable independiente), se ha efectuado una prueba del estadístico Durbin Watson al modelo seleccionado, habiéndose encontrado problemas de autocorrelación serial de primero



orden, derivada de un bajo valor del estadístico Durbin Watson12, por lo que dicho modelo no nos proporcionaría buenos estimadores.

-8,000

-6,000

-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

-8,000 -4,000 0 2,000 6,000

U1

U

Al respecto, resulta sencillo encontrar un modelo con elevado coeficiente de

determinación y con problemas graves en otras órdenes. Ante esta situación

ELECTROSUR debe efectuar pruebas adicionales que permitan encontrar problemas

de autocorrelación de los residuos.

Por otro lado a diferencia de los modelos econométricos, los modelos tendenciales

solo permiten conocer el crecimiento histórico de las ventas sin dar mayores

explicaciones de que podría suceder en el futuro, ya que se asume que el futuro es la

repetición del pasado. En este sentido, el análisis tendencial es autogenerado y por lo

tanto no permite plantear escenarios alternativos ni evaluar sensibilidades. Los

modelos tendenciales no estiman indicadores claves como elasticidad ingreso (PBI) o

elasticidad precio, conceptos económicos fundamentales para la definición de la

demanda.

Si bien no se descarta el uso de modelos tendenciales para las estimaciones, se recomienda que para el periodo de evaluación del SER se utilicen los resultados provenientes del modelo econométrico. (Ver pie de página del Formato F-108).

Conclusión

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

6. En referencia a la incorporación de cargas nuevas dentro de la proyección de la demanda de las Áreas de Demanda 12 y 13, ELECTROSUR no sustenta a cabalidad la demanda adicional requerida. Al respecto, según lo señalado en el Artículo 6.2.8 de la Norma Tarifas, se requiere la presentación de la documentación actualizada que sustente la magnitud de la demanda y su cronograma de incorporación dentro de dichas Áreas de Demanda. Por lo señalado anteriormente se deben excluir aquellas solicitudes de factibilidad de suministro cuya antigüedad sea mayor a un (1) año.

12 Para detectar si los residuos no presentan este problema es analizando el estadístico Durbin Watson

que su valor debe circular en 2.



Respuesta:

Se adjunta factibilidades de suministro en carpeta: Anexo_10_Solic_Incremento_Nuevas_cargas

Para las cargas nuevas asignadas a las SET Viñani e Ilo se tomó en cuenta las cargas utilizadas en la última regulación de tarifaria de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión, aprobadas con Informes N°0285-2012GART y N°0286-2012-GART.

Análisis

Al respecto, para el presente análisis solamente se estará tomando en cuenta aquellas solicitudes dirigidas a ELECTROSUR y con menos de dos años de antigüedad.

Conclusión

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

Observaciones Específicas

7. Los valores consignados en el formato “F-101” se encuentran en valores. Según lo establecido en la Norma Tarifas, se requiere que el formato “F-101” sea actualizado con información a diciembre del año 2013, y que muestre de manera detallada, con las fórmulas y los vínculos correctos, los cálculos seguidos.

Respuesta:

Se adjunta los archivos de cálculo y formatos actualizados en la carpeta: "FORMATOS CON VINCULOS\O_FINALMODIFICATORIA- ELS



Análisis

Se ha verificado que para la proyección de la demanda de ambas áreas se ha seguido con las recomendaciones señaladas.

Conclusión


8. Se requiere completar la información del formato F-102, consignando la máxima demanda anual no coincidente por devanado secundario de cada SET.

Respuesta:

Se adjunta los archivos de cálculo y formatos actualizados en la carpeta: "FORMATOS CON VINCULOS\O_FINALMODIFICATORIA- ELS

Análisis

Se ha verificado en el formato F-102, para ambas áreas de demanda, que se añadieron los valores de máxima demanda anual no coincidente.

Conclusión


9. Los datos históricos de ventas de energía y número de clientes, mostrados en los formatos F-104 y F-105 no concuerdan con los registros de la base de datos de información comercial (SICOM). Se requiere la revisión de estos datos y, de ser el caso, corregir donde corresponda.

Respuesta:

Se actualizó los datos con el SICOM.

Análisis

Se ha verificado que los datos históricos consignados por ELECTROSUR coinciden con la información comercial (SICOM).

Conclusión


10. ELECTROSUR ha consignado en los formatos F-108 las tasas de crecimiento previstas para el horizonte de estudio. Si bien estas tasas provienen del análisis de modelos tendenciales, no se señalan los motivos del porque se ha descartado los resultados obtenidos de los modelos econométricos. Al respecto, es necesario que se explique los criterios de selección de los modelos de regresión, o de lo contrario corregir donde corresponda.

Respuesta:

Se ha precisado en la respuesta del numeral 5 de la absolución de observaciones.



Análisis

El análisis de la respuesta a la observación del numeral 5 es válido también para la presente observación.

Conclusión


11. Para el Área de Demanda 12, en la proyección de ventas de energía de los usuarios regulados (formato F-110), se ha utilizado los porcentajes de pérdidas en media y baja tensión correspondientes al Área de Demanda 13. Asimismo, para determinar el porcentaje de pérdidas promedio de energía ELECTROSUR hace referencia a los valores consignados en la Resolución N° 181-2009-OS/CD, encontrándose vigente la Resolución N° 136-2013-OS/CD. Al respecto, es necesario se justifique los cálculos presentados o de lo contrario corregir dicho formato donde corresponda.

Respuesta:

Se han actualizado las pérdidas con las resoluciones vigentes en el año 2013 Resolución 2003-2013-0S/CD y 181-2009-0S/CD. También debe de mencionarse que se ha trabajado con la resolución 205-2013 OS/CD para definir los sectores típicos.

Se adjunta cálculo en la carpeta siguiente: FORMATOS CON VINCULOS\O_FINAL MODIFICATORIA ELS\002_DEMANDA\FUENTE\PERDIDAS

Análisis

Para el análisis del presente informe se tomará en cuenta lo señalado por ELECTROSUR.

Conclusión


12. ELECTROSUR consigna en el formato F-115 valores similares de FC, FCP y FS para todas las nuevas cargas sin tomar en cuenta el tipo (conjunto habitacional, industria, etc.), comportamiento (estacionalidad) y nivel de uso (intensivo). Al respecto, es necesario se justifique los criterios asumidos tomando en cuenta lo señalado en el numeral 8.1.2.c) de la Norma Tarifas o de lo contrario corregir dicho formato donde corresponda.

Respuesta:

Se ha tomado en cuenta factores de carga definidos en la caracterización de carga del VAD, así como factores de carga similares con los que cuenta la empresa ELECTROSUR. Estos criterios pueden ser vistos en medio magnéticos en el archivo con nombre "Factor de carga cargas Nuevas" de la siguiente carpeta: FORMATOS CON VINCULOS\O_FINAL MODIFICATORIA ELS\002_DEMANDA

Análisis

Para el análisis del presente informe se tomará en cuenta lo señalado por ELECTROSUR.



Conclusión


13. Se solicita a ELECTROSUR explicar por qué la demanda no coincidente de los usuarios regulados para el año 2013, reportados en el formato F-122, no coinciden con las máximas demandas alcanzadas por la misma empresa a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del Osinergmin, acorde con el procedimiento aprobado mediante Resolución N° 091-2006-OS/CD , conforme se aprecia en el siguiente cuadro:

DEMANDA NO COINCIDENTE (MW)

SET P-091 F-120 Variación

(%)

S.E. PARQUE INDUSTRIAL 18,87 16,82 12,2%

S.E. YARADA 7,87 9,15 -14,0%

S.E. TOMASIRI 1,78 1,80 -1,1%

Respuesta:

Se ha corregido el formato F-122 con los datos de compra de energía, los cuales se encuentran en la siguiente carpeta: FORMATOS CON VINCULOS\O_FINALMODIFICATORIA-ELS\ 002_DEMANDA\FUENTE\FACTORES DE CARGA.

Análisis

Se ha verificado que no existe variación entre lo declarado por ELECTROSUR y lo reportado al SITRAE puesto que se está tomando en cuenta los registros de cada 15 minutos por devanado secundario.

Conclusión


14. Según carta N° 002MDR/2014, el cliente Maydiresa-Yura menciona que la carga solicitada (10 MW) se tomara de la línea “Para- Yarada” de 60 kV, sin embargo ELECTROSUR en la proyección de la demanda dicha carga lo considera en el nivel de 10 kV. Al respecto, se requiere que ELECTROSUR explique las diferencias encontradas o en su defecto corregir donde corresponda.

Respuesta:

Se ha considerado a dicha carga en un nivel de tensión de 66 kV; por lo que se ha efectuado las correcciones correspondientes en formatos presentados.

Análisis

Se tomará en cuenta para el presente análisis lo señalado por ELECTROSUR. Asimismo, se prevé una carga inicial para dicho cliente de 500 kW conforme se detalla en la siguiente solicitud:



Conclusión


OBSERVACIONES AL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

Sobre la nueva subestación Moquegua Ciudad 138/10kV

15. En el ESTUDIO no se muestran los resultados de la ubicación óptima (centro de carga) de la nueva SE Moquegua Ciudad 138/10 kV. Al respecto, se requiere que ELECTROSUR presente las zonas de influencia de cada subestación bajo la situación con y sin proyecto.

Respuesta:

La reubicación del transformador de potencia existente de 10/13 MVA, 138/10,7 kV de la subestación de transformación Montalvo [Moquegua] a la nueva subestación de transformación denominada "Moquegua Ciudad"; en la cual, se ha considerado los siguientes criterios para su ubicación:

• Mayor cercanía posible a la ubicación del centro de carga del sistema eléctrico Moquegua, considerando las vías que permitan trasladar una línea de transmisión en 138 kV, cuya línea sea aérea y ubicada en avenidas anchas.

• Asimismo, la reubicación del transformador de potencia a una nueva subestación de transformación; obedece fundamentalmente a cumplir con lo establecido en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) en los aspectos de calidad de producto o niveles de tensión; que busca que las caídas de tensión en todo el sistema eléctrico de Moquegua; se encuentre dentro de los rangos establecidos en la NTCSE.

Es importante señalar que la ubicación actual de la subestación de transformación Montalvo; del cual se suministra de energía eléctrica al sistema eléctrico Moquegua; tiene un nivel de pérdidas por encima de los niveles de pérdidas reconocidos tarifariamente; es decir un valor de 5,64% frente al reconocido de 2,69%. Situación que de incrementarse las cargas; como se ha sustentado en el Anexo 10; los niveles



de pérdidas técnicas se incrementan a un valor de 11.96%; cuyo incremento se debe a la ubicación geográfica de la subestación de transformación Montalvo respecto a la zona de crecimiento de la ciudad; donde la mayor densidad de demanda de la ciudad de Moquegua, se encuentra en el cercado a una distancia de más de cinco kilómetros de la subestación de transformación Montalvo; situación que imposibilita su crecimiento.

Asimismo, existe una considerable diferencia de perfiles de tensión en la situación actual y proyectada; tal como puede apreciarse en el siguiente gráfico:

Análisis

ELECTROSUR no ha presentado los resultados de la determinación del centro de carga de la zona de influencia de la subestación (actual y futura), tal como se había solicitado.

Es del caso señalar, que las subestaciones en zonas de alta densidad, como por ejemplo en la zona de Lima, tienen un radio de influencia de 5 a 7 km, en ese sentido el radio de influencia de la SE Moquegua sería mucho mayor dado que la zona atendida por dicha subestación (ciudad de Moquegua) está clasificada como zona de baja densidad. Por lo mencionado, es factible seguir atendiendo la demanda desde la SE Moquegua.

De otro lado, los análisis realizados en los numerales 18 y 19 del presente anexo, son válidos también para el análisis de la presente observación,

Conclusión




16. En el ESTUDIO no se ha presentado la evaluación de la sección óptima del conductor correspondiente a la LT 138 kV Moquegua – Moquegua Ciudad. Al respecto, se requiere que se incluya dicha evaluación en los formatos correspondientes.

Respuesta:

En el Anexo N° 02, se ha detallado la determinación de la capacidad óptima del conductor de una línea de transmisión en 138 kV; cuya conclusión ha sido que para potencias menores o iguales que 28 MW, suministrados de energía eléctrica por una línea de transmisión en 138 kV; es más económico hacer uso de un conductor de 120 mm2 de aleación de aluminio; sin embargo, es importante señalar que en el módulo estándar de inversión en sistemas de transmisión, no existe costo alguno para líneas de transmisión en 138 kV con conductor de aleación de aluminio de sección nominal de 120 mm2. En ese sentido, continuaremos considerando una línea de transmisión en 138 kV provista de un conductor de aleación de aluminio de 240 mm2 de sección nominal.

Análisis

La información presentada como parte de la respuesta se tomará como referencia para el análisis correspondiente.



Conclusión


17. ELECTROSUR propone rotar el transformador existente de la SE Moquegua hacia la nueva SE Moquegua Ciudad, sin embargo no menciona que acciones preventivas se tomaran en cuenta, dado que dicha actividad podría originar cortes del suministro eléctrico por más de 8 horas.

Respuesta:

En el Anexo No. 04; se ha detallado las acciones preventivas para reducir para reducir el tiempo de corte de suministro eléctrico en la ciudad de Moquegua, como producto de la rotación del transformador de potencia de 10/13 MVA, 138/10,7 kV. El mismo que se resume a continuación:

Se ha planteado las siguientes acciones preventivas para evitar cortes de suministro eléctrico prolongados, que puedan afectar las actividades cotidianas de los usuarios del sistema eléctrico Moquegua.

a) Traslado previo de un transformador de reserva de la Subestación de Transformación Ilo:

Tal como se detalló en el numeral 2,2 del informe de observaciones; se tiene en la subestación de transformación Ilo, dos transformadores de potencia de 6 MVA con relación de transformación 138/10,5 kV y regulación manual que se encuentran en calidad de reserva. En ese sentido, se ha planteado reubicar uno de los transformadores de 6 MVA de la subestación de transformación Ilo a la subestación de transformación Moquegua Ciudad; cuyo traslado se efectuará una vez concluido las obras civiles de la plataforma del transformador de 10/13 MVA, 138/10,7 kV y la destinada para el transformador de reserva.

Es preciso señalar que, en forma paralela a los trabajos de obra de la subestación de transformación Moquegua Ciudad, se efectuara los trabajos de pruebas y mantenimiento que correspondan al transformador de potencia de 6 MVA ubicado en la subestación Ilo en calidad de reserva.

Para el traslado del transformador de 6 MVA de la subestación de transformación Ilo a la subestación de transformación Moquegua Ciudad; se realizará las coordinaciones necesarias con las autoridades locales y regionales; ya que el traslado del transformador se realizará mediante en "trailer" de plataforma baja y larga (camabaja), que se trasladará a una velocidad de 5 Km/hr.:

Finalmente una vez ubicado el transformado de 6 MVA en la subestación de transformación Moquegua Ciudad; se realizará actividades de armado del transformador de potencia (radiadores), entre otros actos; así como el conexionado a la bahía en 138 kV y 10.5 kV.

b) Puesta en operación temporal del transformador de 6 MVA, 138/10.5 kV:

Previamente para poner en puesta en operación del transformador de 6 MVA, 138/10,5 kV; debemos efectuar un corte del suministro eléctrico de las zonas periféricas de la ciudad de Moquegua, acción con la cual; se contara con una máxima demanda entre el periodo de 06:00 a 17:00 horas de 5,004.64 kW; demanda que



representa el 88% de la potencia nominal del transformador de potencia de 6 MVA. Dicha acción se muestra con mayor claridad en el Gráfico 3.b; donde puede apreciarse la máxima demanda del sistema en un día hábil, demanda máxima del día domingo y una demanda máxima efectuando el corte del suministro eléctrico de las zonas periféricas; que permitan contar con una máxima demanda de 5,0 MW.

Para la puesta en operación temporal del transformador de 6 MVA, se realizará un primer corte programado del suministro eléctrico a todo el sistema eléctrico Moquegua; en un periodo de 06:00 a 08:00 horas; con la finalidad de efectuar las siguientes acciones:

• Efectuar la desconexión del transformador de 10/13 MVA, 138/10,7 kV. de la subestación de transformación Montalvo.

• Efectuar la conexión de las redes de media tensión a los alimentadores [celdas] en media tensión de la subestación de transformación Moquegua Ciudad.

• Efectuar la desconexión de redes de media tensión [apertura de seccionamientos o cuellos] que suministran de energía eléctrica a las zonas periféricas de la ciudad de Moquegua.

• Efectuar la energización del transformador de 6 MVA, 138/10,5 kV en forma temporal de la subestación de transformación Moquegua Ciudad.

• Efectuar el cierre [puesta en operación] de los interruptores de potencia de las celdas en media tensión de la subestación de transformación Moquegua Ciudad, este cierre se efectuará de forma escalonada alimentador por alimentador.

Para el corte programado de 06 a 08:00 horas, se efectuará las comunicaciones a los usuarios afectados en los plazos que establece en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y Rurales. [NTCSE y NTCSER], según corresponda.



c) Traslado del transformador de 10/13 MVA, 138/10,7 kV; ubicado en la subestación de transformación Montalvo a la SET Moquegua Ciudad y su puesta en servicio:

Los trabajos de traslado (maniobras de instalación de tecle, descarga y carga de aceite, ubicación de tráiler de plataforma baja y larga (camabaja), desarmado del transformador (radiadores), traslado de transformador de SET Montalvo a SET Moquegua Ciudad, armado de transformador (radiadores), pruebas, conexionado a bahías en 138 kV y 10.5 kV, etc); se realizarán a partir de las 06:00 horas. Para el traslado del transformador de 10/13 MVA de la subestación de transformación Montalvo a la subestación de transformación Moquegua Ciudad; se realizará las coordinaciones necesarias con las autoridades locales; ya que el traslado del transformador se realizará mediante en "trailer" de plataforma baja y larga (camabaja), que se trasladará a una velocidad de 5 Km/hr; debiendo recorrer una distancia de 4,5 Km. Una vez ubicado el transformado de 10/13 MVA en la subestación de transformación Moquegua Ciudad; se realizará actividades de armado del transformador de potencia (radiadores), entre otros actos; así como el conexionado a la bahía en 138 kV.

Posteriormente; se efectuara un corte de del suministro eléctrico de todo el sistema eléctrico Moquegua de las 12:00 a 15:00 horas; a fin de efectuar las siguientes acciones:

• Efectuar la desconexión del transformador de 6 MVA, 138/10,5 kV de la subestación de transformación Moquegua Ciudad.

• Efectuar la conexión del transformador a la bahía en 138 kV y 10,5 kV en la subestación de transformación Moquegua Ciudad.

• Efectuar las conexiones de las redes de media tensión; redes de MT que suministran de energía eléctrica a las zonas periféricas de la ciudad de Moquegua.

• Efectuar la energización del transformador de 10/13 MVA, 138/10,7 kV de la subestación de transformación Moquegua Ciudad.

• Efectuar el cierre [puesta en operación] de los interruptores de potencia de las celdas en media tensión de la subestación de transformación Moquegua Ciudad, este cierre se efectuará de forma escalonada alimentador por alimentador.

Con las acciones planteadas; se tendrá un corte programado de suministro eléctrico de 06:00 a 08:00 horas y de 12:00 a 15:00 horas; cuyos cortes de suministro eléctrico se efectuaran con las comunicaciones debidas a los usuarios del sistema eléctrico Moquegua conforme lo establece la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y Rurales. [NTCSE y NTCSER], según corresponda.

Análisis

Se tomará como referencia en el análisis lo señalado en la presente respuesta.

Conclusión




18. Sin perjuicio de lo mencionado, ELECTROSUR no presenta el sustento técnico que justifique la implementación de la nueva SE Moquegua Ciudad 138/10 kV para el año 2015, toda vez que en dicho año la subestación existente Moquegua 138/10 kV – 13 MVA no presenta sobrecarga (ver formato F-202). Al respecto, ELECTROSUR debe presentar las justificaciones del caso.

Respuesta:

El sustento técnico se ha adjuntado en el Anexo 3,2; en el cual se ha efectuado una análisis de flujos de demanda o carga; considerando el suministro eléctrico en la situación Actual [SET Montalvo] y propuesto [SET Moquegua Ciudad]; cuya ubicación geográfica de la situación actual; tiene un nivel de pérdidas por encima de los niveles de pérdidas reconocidos tarifariamente; es decir un valor de 5,64% frente al reconocido de 2,69%. Situación que de incrementarse las cargas; como se ha sustentado en el Anexo 10; los niveles de pérdidas técnicas se incrementan a un valor de 11,.96%; cuyo incremento se debe a la ubicación geográfica de la subestación de transformación Montalvo respecto a la zona de crecimiento de la ciudad; donde la mayor densidad de demanda de la ciudad de Moquegua, se encuentra en el cercado de la ciudad; a una distancia de más de cinco kilómetros de la subestación de transformación Montalvo; situación que imposibilita su crecimiento.

Análisis

Al respecto cabe mencionar que existen otras alternativas de menor costo que permiten resolver la problemática de las pérdidas técnicas en la red de distribución, tales como: i) Redistribuir la carga mediante traslados de carga entre alimentadores existentes, ii) Instalar compensación reactiva en la red de media tensión y iii) Disminuir la cargabilidad de los alimentadores existentes mediante la instalación de nuevos alimentadores de media tensión, lo que no es materia de la presente regulación.

Por lo mencionado, la construcción de la nueva subestación Moquegua Ciudad a fin de reducir pérdidas técnicas en la red de media tensión, carece de sustento, debido a que no es materia de la presente regulación.

En consecuencia, para el análisis de la propuesta de la nueva subestación Moquegua Ciudad sólo se considerara el criterio establecido en el numeral 12.1.613 de la NORMA TARIFAS.

De otro lado, cabe señalar que en el Plan de Inversiones 2009 – 2013 se aprobó una celda de alimentador en la SE Moquegua, sin embargo hasta la fecha dicha celda no ha sido implementada, a pesar de ser necesario para mejorar las condiciones de operación de la red de distribución.

Conclusión


19. De otro lado, ELECTROSUR debe incluir en su ESTUDIO los perfiles de tensión de cada alimentador existente considerando las nuevas carga, a fin de verificar que los niveles de tensión exceden los límites permisibles. Además, debe presentar las

13 “12.1.6 Para las líneas en MAT, AT y las SET´s se considera un factor de utilización (f.u.) máximo de 1,0

en operación normal para la condición de máxima demanda.



pérdidas técnicas por cada alimentador a fin de verificar que el nivel de pérdidas en media tensión están por encima de lo regulado, tal como lo menciona la solicitante.

Respuesta:

En el gráfico siguiente; puede apreciarse la considerable diferencia de perfiles de tensión en la situación actual y proyectada; cuyos cálculos de flujos de carga, pueden comprobarse en el archivo fuente ubicada en la carpeta denominada: 3_2_Analisis_flujo_carga_MT_Sit_Actual_Proyectada en el CD adjunto.

Análisis

Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los cálculos sobre las caídas de tensión, conforme se ha solicitado.

No obstante, de la gráfica del perfil de tensión, bajo la condición con proyecto, se observa que las cargas alejadas están en el borde del límite mínimo admisible; ante cualquier incremento de la demanda, dichas cargas estarían fuera del rango admisible, por lo cual la problemática de los bajos niveles de tensión no se soluciona con la implementación de la nueva SET Moquegua Ciudad.

Otra alternativa de menor costo para resolver la problemática mencionada sería instalar un transformador 10/22,9 kV a la salida de la barra de 10 kV de la subestación Moquegua (ELECTROSUR) y atender la futura demanda en el nivel de 22,9 kV, lo que no es materia de esta regulación.

Por lo expuesto, no resulta pertinente implementar una nueva subestación Moquegua Ciudad para solucionar los bajos niveles de tensión en la red de media tensión.

Conclusión


Sobre la nueva subestación Ceticos

20. En el ESTUDIO no se muestran los resultados de la ubicación óptima (centro de carga) de la nueva SE Ceticos 60/10 kV. Al respecto, se requiere que ELECTROSUR



presente las zonas de influencia de cada subestación bajo la situación con y sin proyecto.

Respuesta:

La ubicación óptima se obtiene a partir de los mapas de densidad proyectados desde el año 2013 al 2043 y se toma como base el año 2017. Los archivos pueden ser visualizados en el programa "Google Earth", este puede ser descargado desde la Web, estos representan la densidad por medio de 3 colores:

• Leve: 0 a 500 KW, color Verde. • Medio: 501 a 1000 KW, color Amarillo y • Alto: 1001 KW en adelante color Rojo.

Los valores se obtuvieron de la siguiente manera:

• Se tomó al primer usuario con mayor longitud y latitud. • Se dibuja un cuadrado perfecto de 1000 Km de lado tomando como centro al primer

usuario obtenido. • Se suman los valores de todos los usuarios contenidos en el cuadrado dibujado y se

colorea de acuerdo a los valores mencionados anteriormente. • Se verifica si este cuadrado tiene usuarios en la parte derecha, superior, izquierda o

inferior y se dibuja en caso de haber usuarios, hasta que el programa detecte que ya no quedan usuarios por incluir.

Basándonos en las zonas con mayor densidad (Amarillo y Rojo) es que se ubica la nueva SE Ceticos. Es preciso señalar que la ubicación de la subestación de transformación Ceticos; cuenta con el terreno cedido por Zofra Tacna a favor de ELECTROSUR; el mismo que consideramos próximo a las cargas que se suministrarán de energía eléctrica de dicha subestación.

Estos archivos se encuentran en la siguiente carpeta: ''\Anexos\ Anexo_11_Mapas_de_densidad_de_carga\Electrosur_Proyecciones.kmz".



Análisis

ELECTROSUR presenta el mapa de densidad y menciona literalmente la ubicación de la nueva subestación Ceticos, sin embargo no presenta los cálculos y los resultados correspondientes sobre la ubicación del centro de carga así como tampoco presenta las zonas de influencia de las subestaciones bajo la situación con y sin proyecto.

Conclusión


21. Respecto a la capacidad para el nuevo transformador propuesto de 60/10 kV, 20 MVA, en la SET Ceticos, ELECTROSUR no ha presentado los sustentos requeridos según lo indicado en el Artículo 37° de la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Se ha efectuado el análisis correspondiente y se ha actualizado la información requerida conforme lo estable los formatos de la NORMA DE TARIFAS.

Análisis

Se considerará como referencia en el análisis la información presentada como parte de la respuesta a la presente observación.

Conclusión


22. En el ESTUDIO no se ha presentado la evaluación de la sección óptima del conductor correspondiente a las líneas “LT Los Héroes – Ceticos”, “LT 60 kV Tacna – Ceticos” y “LT 60 kV Ceticos – Yarada”. Al respecto, se requiere que se incluya dicha evaluación en los formatos correspondientes, adicionalmente se debe presentar las trazas (en archivos con extensión “kmz”) de las líneas propuestas a fin de verificar las longitudes propuestas.

Respuesta:

En el Anexo 05 del informe de observaciones, se ha efectuado el análisis de sección óptima del conductor en línea de transmisión en 66 kV.

Asimismo, en el archivo denominado Lineas_Transmision_ELS.kmz, ubicado en el Anexo 06; se detallan las líneas de transmisión y subestaciones existente y proyectada.

Análisis

Se verifica que ELECTROSUR ha presentado las evaluaciones de sección óptima y el archivo con extensión “kmz”, tal como se había solicitado.

Conclusión


23. En el análisis de alternativas, realizado por ELECTROSUR, correspondiente al refuerzo de la LT 60 kV Tacna - Yarada, no se justifica el cambio de conductor de 64 mm2 a 240 mm2 en el enlace Ceticos – Yarada. Al respecto, se requiere que se



presente el análisis respectivo dado que dicho enlace no presentaría sobrecarga en el período de evaluación.

Respuesta:

El tramo de línea de transmisión en 66 kV Tacna - Yarada; no se efectuara cambio alguno de la línea de transmisión, sólo se ha considerado en este tramo una pequeña línea derivación de 3,3 Km desde la subestación Ceticos a la línea existente Tacna - Yarada; con la finalidad de realizar el empalme correspondiente de línea de transmisión.

Análisis

Se considerará en el análisis lo señalado en la presente respuesta.

Conclusión


24. En la evaluación económica de las pérdidas técnicas, no se ha podido verificar si ELECTROSUR ha considerado el criterio establecido en el numeral 11.3 de la NORMA TARIFAS. Al respecto, se requiere que se presente los archivos fuente utilizados en la evaluación de las mismas.

Respuesta:

Se presenta los archivos fuente en la siguiente carpeta. O_FINAL MODIFICATORIA - ELS\003_SER\evaluacion economica.

Análisis

Se ha verificado que ELECTROSUR no ha aplicado correctamente el criterio mencionado en el numeral 11.314 de la NORMA TARIFAS. No obstante, se tomara en cuenta para el análisis la información presentada como parte de la presente respuesta.

Conclusión

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

25. No existe congruencia entre los diagramas mostrados en el ESTUDIO y los esquemas de flujo de carga del Anexo 6, dichas inconsistencias se resumen en el cuadro siguiente:

Alternativa ESTUDIO Esquemas DigSilent del Anexo 6

Alternativa 1 Dice: Tacna – Ceticos; Ceticos – Yarada. (ver página 58 del ESTUDIO)

Dice: Los Héroes – Ceticos; Ceticos – Yarada. (ver Anexo6A-2)

Alternativa 2 Dice: Los Héroes – Ceticos; Ceticos – Yarada. (ver página 61 del ESTUDIO)

Dice: Tacna – Ceticos; Ceticos – Yarada. (ver Anexo 6A-3)

14 “Las pérdidas de cada alternativa se obtienen como el valor presente de la diferencia entre las pérdidas

que presenta el sistema de la alternativa evaluada, en cada año del horizonte (10 años), y las pérdidas correspondientes al primer año de dicho horizonte sin la implementación de ninguna instalación.”



Al respecto, ELECTROSUR debe revisar el ESTUDIO y corregir donde corresponda.

Respuesta:

Se ha corregido esta inconsistencia quedando como sigue:

Alternativa 1: Los Heroes-Ceticos; Ceticos-Yarada Alternativa 2: Tacna-Ceticos; Ceticos-Yarada

Análisis


Conclusión


26. ELECTROSUR indica que se dará de Baja a la LT 60 kV Tacna – Yarada, sin embargo en el numeral 5.4 del ESTUDIO no incluye la Baja de dicha instalación. Al respecto, ELECTROSUR debe proponer como parte de sus requerimientos la Baja de la línea mencionada.

Respuesta:

Solo se considerara la Baja del tramo de línea en 66 kV Tacna - Ceticos; que representa una longitud de línea de transmisión en 66 kV de 10 Km; resultando el tramo de línea Ceticos - Yarada, sin cambio alguno; a excepción de efectuarse una pequeña línea derivación de 3,3 Km desde la subestación Ceticos a la línea existente Tacna - Yarada; con la finalidad de realizar el empalme correspondiente de línea de transmisión.

Análisis


Conclusión


Sobre transformadores de reserva

27. ELECTROSUR solicita dos transformadores de reserva (SET Tacna y SET Yarada) sin presentar en su ESTUDIO los sustentos que validen dicho pedido. Al respecto, se requiere que presente el análisis y los criterios empleados para determinar la cantidad de transformadores de reserva.

Respuesta:

Una vez efectuado el análisis del sistema secundario de transmisión y sistema complementario de transmisión del sistema Tacna - Yarada; se ha desestimado los transformadores de reserva en la SET Tacna y Yarada.

Análisis




Conclusión


Sobre nuevos Alimentadores

28. En el ESTUDIO se propone nuevos alimentadores en MT y no se incluye la justificación pertinente, la cual debe basarse en el criterio establecido en la descripción del formato F-204 de la NORMA TARIFAS. En ese sentido, ELECTROSUR debe realizar el análisis respectivo para cada subestación (Moquegua Ciudad, Tomasiri e Ilo) en donde se requiera implementar un nuevo alimentador MT.

Respuesta:

Se ha adjuntado en el Anexo 09 del informe de observaciones; los análisis de flujos donde se ha considerado alimentadores; los cuales obedecen a mejorar los niveles de calidad de producto (perfiles de tensión) y pérdidas técnicas en los sistemas de distribución.

Análisis

Se verifica la presentación del formato F-204, el cual se tomará como referencia en el análisis correspondiente.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual



Diagrama Unifilar - Año 2014



Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según

Osinergmin



Diagrama Unifilar del Plan de Inversiones Modificado – Área de Demanda 13 (Año 2017)

PowerFactory 14.1.3

Project:

Graphic: AREA 13

Date:

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes

Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

Voltage, Magnitude [p.u.]

Branches

Active Power [MW]

Reactive Power [Mvar]

Maximum Loading [%]

6M

VA

(20

17)

CA

MB

IO D

E C

ON

DU

CT

OR

A 2

40m

m2

(201

6)

50

MV

A (

2016

)N

UE

VA

LÍN

EA

(20

16)

10M

VA

(20

17)

3MVAR (2017)

2MV

A (

2017

)

4MV

A (

2017

)

NUEVA LÍNEA Y SUBESTACIÓN VIÑANI (2014)

NU

EV

A L

ÍNE

A (

2016

)

TACNA11B10,49 kV1,00 p.u.

CARIC066

68,22 kV1,03 p.u.

EAYRO02322,42 kV0,98 p.u.VIÑAN011

10,48 kV1,00 p.u.

VIÑAN06664,60 kV0,98 p.u.

MON138139,37 kV1,01 p.u.

YARAD011A10,43 kV0,99 p.u.

YARAD06664,72 kV0,98 p.u.

EAYRO0109,75 kV0,97 p.u.

EAYRO033

32,39 kV0,98 p.u.

ATOQU0109,97 kV1,00 p.u.

ATOQU033

32,55 kV0,99 p.u.

TARAT01010,08 kV1,01 p.u.

TARAT033

32,70 kV0,99 p.u.

CHALL0109,90 kV0,99 p.u.

CHALL033

32,92 kV1,00 p.u.

CARIC01010,13 kV1,01 p.u. CARIC033

33,21 kV1,01 p.u.

PQELS01110,70 kV1,02 p.u.

PQELS06664,90 kV0,98 p.u.

TACNA011A10,49 kV1,00 p.u.

TACNA06665,00 kV0,98 p.u.

LHERO011

10,17 kV0,97 p.u.

LHERO066

66,02 kV1,00 p.u.

LHERO220220,74 kV1,00 p.u.

TOMAS01110,83 kV0,98 p.u.

TOMAS066

66,31 kV1,00 p.u.

SARIT033

SARIT066

ARI1_01111,00 kV1,00 p.u.

ARI1_066

68,37 kV1,04 p.u.

ARI2_01111,00 kV1,00 p.u.

ARI2_066

67,88 kV1,03 p.u.

ARI2_138

140,08 kV1,02 p.u.

TOQEP138138,48 kV1,00 p.u.

MONT220

223,01 kV1,01 p.u.

6MVA - 7%

3,22 MW1,18 Mvar56,92 %

-3,22 MW-1,06 ..56,92 %

-3

25M

VA

- 7

.7%

14,72 MW5,86 Mvar64,36 %

-14,67 MW-5,03 Mvar

64,36 %

-4

0,38 MW0,12 Mvar

9,17 MW3,01 Mvar

10..

1,31 MW0,28 Mvar12,92 %

-1,04 MW-0,18 ..12,92 %

-0,27 MW-0,09 ..12,92 %

2

25MVA - 7.89%

9,20 MW3,39 Mvar40,08 %

-9,17 MW-3,01 Mvar

40,08 %

-3

AC

SR

120

m..

0,05

km

50M

VA

- 1

3.2%

24,19 MW12,65 Mvar

54,42 %

-24,14 MW-10,54 Mvar

54,42 %

3

0,00 MW0,00 Mvar

0

AC

SR

516

.84m

m²

- 15

0MV

A

124,

33 k

m

26,68 MW-4,84 Mvar

20,01 %

-26,57 MW-14,06 Mvar

20,01 %

2MV

A -

4.5

%

0,31 MW0,10 Mvar16,52 %

-0,30 MW-0,10 ..16,52 %

0

4MV

A -

7.%

0,31 MW0,11 Mvar

8,28 %

-0,30 MW-0,10 Mvar

8,28 %

0

AAAC 240mm² - 62.3MVA 9,00 km

9,23 MW3,34 Mvar16,08 %

-9,20 MW-3,39 ..16,08 %

AA

AC

240

mm

² -

62.3

MV

A

11,7

0 km

19,46 MW7,81 Mvar33,76 %

-19,29 MW-7,48 Mvar

33,76 %

ACSA 240mm² - 90MVA 38,70 km

30,92 MW-3,01 Mvar

34,22 %

-30,64 MW1,68 Mvar34,22 %

3,80 MW1,25 Mvar

13M

VA

- 8

.11%

1,33 MW0,49 Mvar11,12 %

-1,32 MW-0,43 Mvar

11,12 %

-2

10M

VA

- 7

.73%

5,97 MW2,07 Mvar64,13 %

-5,93 MW-1,74 Mvar

64,13 %

-4

0,30 MW0,10 Mvar

9,17 MW3,01 Mvar

21,67 MW7,12 Mvar

11,43 MW3,76 Mvar

0,30 MW0,10 Mvar

0,12 MW0,04 Mvar

1,32 MW0,43 Mvar

0,23 MW0,08 Mvar

0,05 MW0,02 Mvar

0,27 MW0,09 Mvar

3,22 MW1,06 Mvar

G~

Aricota1_G2

9,50 MW2,06 Mvar69,44 %

G~

Aricota1_G1

9,50 MW2,06 Mvar69,44 %

G~

Aricota2_G1

9,50 MW4,53 Mvar75,19 %

AC

SR

516

.84m

m²

- 15

0MV

A

124,

33 k

m

26,68 MW-4,84 Mvar

20,01 %

-26,57 MW-14,06 Mvar

20,01 %

AA

AC

240

mm

² -

62.3

MV

A

6,10

km

34,39 MW13,55 Mvar

59,37 %

-34,11 MW-12,80 Mvar

59,37 %

AC

SR

64m

m²

- 27

.4M

VA

27

,30

km

1,34 MW0,19 Mvar

5,27 %

-1,33 MW-0,49 Mvar

5,27 %

AA

AC

240

mm

² -

62.3

MV

A

7,20

km

2,47 MW1,21 Mvar

4,57 %

-2,47 MW-1,32 Mvar

4,57 %

AC

SR

120

mm

² -

25M

VA

29

,30

km

4,66 MW-1,33 Mvar

19,28 %

-4,63 MW0,93 Mvar19,28 %

CU 35mm² - 13MVA 0,42 km

0,1

2 M

W0

,04

Mv

ar

1,0

0 %

-0,12 MW-0,04 Mvar

1,00 %

ACSR 50mm² - 11.1MVA 0,20 km

0,2

3 M

W0

,08

Mv

ar

2,2

3 %

-0,23 MW-0,08 Mvar

2,23 %

ACSR 50mm² - 11.1MVA 0,20 km

0,0

5 M

W0

,02

Mv

ar

0,4

9 %

-0,05 MW-0,02 Mvar

0,49 %

ACSR 50mm² - 11.1MVA 0,20 km

-1,0

4 M

W-0

,18

Mv

ar

9,3

7 %

1,04 MW0,18 Mvar

9,37 %

CU

35m

m²

- 13

MV

A

31,1

3 km

0,61 MW0,16 Mvar

5,05 %

-0,61 MW-0,22 Mvar

5,05 %

CU

35m

m²

- 13

MV

A

24,2

9 km

0,74 MW0,16 Mvar

5,92 %

-0,74 MW-0,20 Mvar

5,92 %

AC

SR

50m

m²

- 11

.1M

VA

15

,25

km

0,98 MW0,21 Mvar

9,07 %

-0,97 MW-0,24 Mvar

9,07 %

AC

SR

50m

m²

- 11

.1M

VA

19

,20

km

1,04 MW0,18 Mvar

9,47 %

-1,03 MW-0,22 Mvar

9,47 %

ACSR 50mm² - 11.1MVA 16,60 km

1,31 MW0,08 Mvar

5,80 %

-1,31 MW-0,28 Mvar

5,80 %

ACSR 120mm² - 25MVA 0,25 km

1,31 MW0,08 Mvar

5,05 %

-1,3

1 M

W-0

,08

Mv

ar

5,0

5 %

ACSR 120mm² - 25MVA. 58,30 km

8,09 MW-0,72 Mvar

31,55 %

-7,88 MW0,14 Mvar31,55 %

ACSR 120mm² - 25MVA 5,60 km

-17,55 MW-3,05 Mvar

69,17 %

17,65 MW3,13 Mvar69,17 %

ACSR 283mm² - 70MVA 35,00 km

-18,80 MW-9,02 Mvar

29,77 %

18,89 MW7,13 Mvar29,77 %

25MVA - 7.89%

21,76 MW8,79 Mvar95,45 %

-21,67 MW-7,12 Mvar

95,45 %

-6

0.8M

VA

- 6

.2%

-2

0.25

MV

A -

3.6

6%

0,12 MW0,04 Mvar52,36 %

-0,12 MW-0,04 Mvar

52,36 %

-1

0.8M

VA

- 4

.85%

0,23 MW0,08 Mvar31,02 %

-0,23 MW-0,08 Mvar

31,02 %

-1

0.32

MV

A -

6.2

%

0,05 MW0,02 Mvar16,95 %

-0,05 MW-0,02 Mvar

16,95 %

0

0.64

MV

A -

6.7

%

0

3MV

A -

7.4

%

-1

2MV

A -

6%

0

28.2

MV

A -

7.5

1%

19,00 MW4,12 Mvar65,81 %

-18,95 MW-3,21 Mvar

65,81 %

0

30MVA - 3.9%

9,50 MW4,53 Mvar71,26 %

9,46 MW3,77 Mvar71,26 %

-18,89 MW-7,13 Mvar

71,26 %

0

60MVA - 13.2%

28,95 MW15,48 Mvar

54,53 %

-0,00 MW0,00 Mvar54,53 %

-28,89 MW-12,99 Mvar

54,53 %

3

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Cuadros Comparativos



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COINCIDENTE (MW) ÁREA DE DEMANDA 12 (Sistema Moquegua)

Año ELECTROSUR PROPUESTA

(A)

OSINERGMIN (B)

(A/B)-1

2013 7,6 8,2 -7,1%

2014 8,9 8,7 1,9%

2015 10,0 9,3 8,5%

2016 11,8 9,9 19,7%

2017 12,3 10,5 17,7%

2018 12,9 11,2 15,7%

2019 13,4 11,9 12,9%

2020 13,9 12,6 10,2%

COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COINCIDENTE (MW) ÁREA DE DEMANDA 13 (Sistema Tomasiri)

Año ELECTROSUR PROPUESTA

(A)

OSINERGMIN (B)

(A/B)-1

2013 1,8 1,9 -4,4%

2014 1,9 2,0 -3,4%

2015 2,0 2,1 -2,5%

2016 2,1 2,2 -1,6%

2017 3,3 2,3 42,9%

2018 3,4 2,4 41,7%

2019 3,5 2,5 39,8%

2020 3,7 2,7 38,1%

Osinermgin Informe N° 0573-2014-GART


9. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 de las Áreas de Demanda 12 y 13, presentado por ELECTROSUR.

[2] Observaciones al Estudio presentado por ELECTROSUR.

[3] Respuestas a Observaciones formuladas al ESTUDIO.

[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 ELECTROSUR.

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 plan de … · 2014. 11. 26. · gerencia...

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