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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0561-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones

2013-2017 del Área de Demanda 10, presentada por Electro Sur Este S.A.A.

Lima, noviembre 2014

Osinergmin Informe N° 0561-2014-GART

Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por ELSE 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 al Área de Demanda 101, presentada el 30 de junio de 2014 por la empresa Electro Sur Este S.A.A. (en adelante “ELSE”) mediante oficio N° G-762-2014.

ELSE acompaña a su solicitud el informe denominado “Propuesta de Modificación del Plan de Inversiones de Transmisión Secundaria y Complementaria período 2013-2017 (en adelante “ESTUDIO”). Asimismo, ELSE motiva su solicitud indicando que las causales para solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente en el Área de Demanda 10 son observaciones de fondo y de forma al informe técnico N° 283-2012-GART, que sustenta la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10.

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 ELSE:

Respecto a la solicitud de un nuevo transformador en la SET Andahuaylas.- ELSE señala que de los resultados de flujo de potencia, identifica la necesidad de un nuevo transformador de 25 MVA con fecha de ejecución el año 2017. El plazo de ingreso del transformador se debe a los tiempos que se invierte en la aprobación del FONAFE. Añade ELSE que el transformador actual será sometido a tratamiento de aceite a fin de reducir los niveles de PCB a valores permisibles.

Osinergmin ha actualizado la proyección de demanda para el período 2013-2017 y ha evaluado la cargabilidad del transformador de la SET Andahuaylas, identificando que a partir del año 2017 se produce sobrecargas del orden del 5%. En ese sentido, resulta razonable aceptar la

1 Área de Demanda 10: Abarca la región de Cusco, Apurimac y Madre de Dios.

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.


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solicitud de considerar un nuevo transformador en la SET Andahuaylas para el año 2017.

Respecto a la solicitud de reprogramar el ingreso del Sistema de Transmisión Llusco.- ELSE señala que viene efectuando las gestiones ante el FONAFE para la ejecución de la SET Llusco y la línea conexa donde, recién a diciembre de 2013 se declaró viable el proyecto de inversión pública. Considerando los tiempos faltantes en el proceso de convocatoria, adjudicación y ejecución de la obra, ELSE propone que la fecha de entrada de operación de la SET Llusco y la línea de transmisión asociada sea el año 2015.

Independientemente de los motivos que señala ELSE referidos a los problemas de gestión ante FONAFE los cuales no representan un causal válida para la modificación del Plan de Inversiones, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de demanda para el período 2013-2017 y ha evaluado la cargabilidad de la SET Combapata, identificando que a partir del año 2016 recién se producen sobrecargas del orden del 10 %. En ese sentido, resulta razonable aceptar la solicitud de considerar la reprogramación de la ejecución de la SET Llusco para el año 2016, pero solo por motivos de demanda.

Respecto a la solicitud de reprogramar la instalación de un nuevo transformador en la SET Machupicchu y la exclusión de las celdas de transformación.- ELSE señala que ha visto por conveniente efectuar la inversión de cambio de transformador con fecha de puesta en operación comercial para el año 2014, debido a que a la fecha ha alcanzado el 100% de la capacidad. Añade ELSE que no se debe considerar la implementación de las celdas 138 kV, 60 kV y 10 kV porque los elementos eléctricos que lo conforman en la actualidad, tienen suficiente capacidad de ruptura a las condiciones del nuevo transformador.

Respecto a la solicitud de reprogramación del nuevo transformador en la SET Machupicchu aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el año 2013, debemos señalar que la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, mediante Oficio N° 914-2014-OS-GFE del 27 de enero de 2014, aceptó la reprogramación del nuevo transformador. En lo referente a las celdas de transformador de 138 kV, 60 kV y 10 kV, se ha verificado del análisis de corto circuito que el nivel de la corriente de cortocircuito en las barras de la SET Machupicchu no sufre cambios significativos con la instalación del nuevo transformador; por esta razón el reemplazo de las mencionadas celdas no resulta necesario. En ese sentido resulta razonable aceptar la solicitud de excluir del Plan de Inversiones 2013-2017 las celdas de transformador de 138 kV, 60 kV y 10 kV en la SET Machupicchu. Por otro lado, respecto a la reprogramación del nuevo transformador, ELSE deberá efectuar el trámite correspondiente en el proceso de liquidación respectivo.

Respecto a la solicitud de un nuevo transformador en la SET Huaro y sus respectivas celdas de transformación.- ELSE señala que debido al crecimiento de la demanda en la zona y por la antigüedad de las instalaciones, las cuales datan del año 1982, se considera necesario cambiar el transformador actual por otro de 8 MVA con entrada en operación el año 2016; solicita también el cambio de las celdas de transformación.


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Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Huaro y ha evaluado la cargabilidad del transformador, identificando que a partir del año 2020 se produce la sobrecarga del 3% en el devanado de 10 kV, razón por la cual no es necesario efectuar el cambio de transformador en dicha subestación. Adicionalmente, de la visita técnica efectuada por Osinergmin a las instalaciones de la SET Huaro, se ha verificado que la subestación no posee celdas de transformación en 10 kV, 22,9 kV y 33 kV, y que las adecuaciones efectuadas en la subestación para su operación no resultan confiables; asimismo la tecnología de las celdas de alimentación existentes en la subestación además de ser obsoleta, data del año 1982. En ese sentido, resulta razonable no aceptar la solicitud de incluir un nuevo transformador en la SET Huaro, sin embargo se debe efectuar el cambio de las celdas de transformación y alimentación el año 2016.

Respecto a la solicitud de incluir un nuevo transformador en la SET Oropesa.- ELSE señala que, debido al crecimiento de la demanda de la zona y con el fin de atender la demanda del nuevo Parque Industrial en zona rural en un nuevo nivel de tensión de 22,9 kV, es necesario efectuar la inversión de un nuevo transformador de 3 devanados (33/23/10 kV) con una previsión de ingreso para el año 2016.

Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Oropesa y se ha evaluado la cargabilidad del transformador, considerando que de acuerdo al Plan de Inversiones vigente en dicha subestación se ha rotado un transformador de 2,5 MVA proveniente de la SET Urubamba, con lo que se aprecia que la subestación no presenta sobrecargas durante el periodo 2013-2017; además, del análisis de la demanda para la SET Oropesa, no se ha identificado nuevas cargas en el nivel de 22,9 kV.

Adicionalmente, de la visita técnica efectuada por Osinergmin a las instalaciones de la SET Oropesa, se ha verificado que la subestación no posee celdas de transformación en 10 kV y 33 kV, y que las adecuaciones efectuadas en la subestación para su operación no resultan confiables; asimismo la tecnología de los celdas de alimentación existentes en la subestación además de ser obsoleta, data del año 1982. En ese sentido, resulta razonable no aceptar la solicitud de incluir un nuevo transformador de 3 devanados en la SET Oropesa, sin embargo se debe efectuar el cambio de las celdas de transformación y alimentación el año 2016.

Respecto a la solicitud incluir nuevas celdas de MT en la SET Pisac.- ELSE señala que la subestación Pisac requiere ser ampliada a nivel de celdas de media tensión, debido al crecimiento de la demanda de la zona y propone que las celdas ingresen el año 2014.

Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Pisac y ha evaluado la cargabilidad de las celdas de alimentadores y ha verificado que en la situación actual (2 celdas en 22,9 kV y 2 celdas en 10 kV) las celdas presentan un bajo factor de uso y la inclusión de dos celdas más disminuiría aún más el factor de uso, lo que resultaría en una subutilización de la capacidad de las celdas y contravendría lo dispuesto en la NORMA TARIFAS sobre el uso eficiente de las instalaciones. En ese sentido, resulta razonable no aceptar la solicitud de inclusión de las celdas de alimentador en MT (de 10 kV y 22,9 kV) en la SET Pisac en el Plan de Inversiones 2013-2017.


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Respecto a la solicitud de incluir una nueva celda de MT en la SET Mazuko.- ELSE señala que la subestación Mazuko no presenta sobrecarga, pero por razones de mejorar la confiabilidad de suministro eléctrico a nivel de alimentadores de Media Tensión considera necesaria la implementación de una celda de 10 kV a partir del año 2015.

Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Mazuko y ha evaluado la cargabilidad de la celda de alimentador y ha verificado que en la situación actual (1 celda en 22,9 kV) la celda presenta un bajo factor de uso y la inclusión de una celda disminuiría aún más el factor de uso, lo que resultaría en una subutilización de la capacidad de las celdas y contravendría lo dispuesto en la NORMA TARIFAS sobre el uso eficiente de las instalaciones. Adicionalmente ELSE no ha presentado la evolución de los indicadores SAIDI y SAIFI que justificarían la inclusión de una celda por cuestiones de confiabilidad. En ese sentido, resulta razonable no aceptar la solicitud de inclusión de una celda de alimentador en 22,9 kV en la SET Mazuko en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de exclusión de un transformador en la SET Puerto Maldonado y la implementación de una celda en MT.- ELSE señala que la demanda en la subestación Puerto Maldonado el 2014 alcanzó apenas los 9 MW para una capacidad de 16 MVA, razón por la cual solicita postergar la inversión del nuevo transformador en la SET Puerto Maldonado, el cual será analizado en el proceso regulatorio 2017-2021. Por otro lado, ELSE solicita reprogramar la celda de alimentador en 10 kV para el año 2015 indicando que con la inclusión de dicho elemento se mejora los niveles de confiabilidad de la subestación; para tal fin presenta los indicadores SAIDI y SAIFI con y sin proyecto.

Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Puerto Maldonado y ha evaluado la cargabilidad del transformador en dicha subestación, identificando que a partir del año 2019 se producen sobrecargas del orden del 1% en el devanado de 10 kV, razón por la cual su postergación resulta razonable. Respecto a la necesidad de un nuevo alimentador en 10 kV, se ha evaluado la cargabilidad de los alimentadores de 10 kV en la situación actual (tres alimentadores) y se ha apreciado que presentan un alto factor de uso, por lo que la inclusión de un nuevo alimentador en 10 kV a partir del 2015 produciría una redistribución de la carga de los alimentadores y se mejoraría el factor de uso promedio de las celdas de 10 kV. Adicionalmente, cabe señalar que con la inclusión de este nuevo alimentador se mejorarían los indicadores SAIDI y SAIFI de la zona de distribución asignada a ELSE. En ese sentido, resulta razonable aceptar el pedido de postergación de la implementación de un nuevo transformador en la SET Puerto Maldonado, así como resulta también razonable reprogramar la celda de alimentador en 10 kV para el año 2015.

Respecto a la solicitud de incluir la SET Santa Teresa.- ELSE señala que la SET Santa Teresa pasará a formar parte de ELSE, en cumplimiento de su convenio con Luz del Sur S.A.A., y que en la actualidad dicha subestación alimenta carga regulada de la zona. Indica ELSE que debido a que estas nuevas instalaciones permiten atender a la demanda regulada de la zona, y a la fecha no están reconocidas en los peajes secundarios, solicita ELSE que se incluya como parte del Plan de Inversiones el transformador de la SET Santa Teresa y sus celdas en 60 kV y 10 kV.


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Al respecto, ELSE no ha cumplido con presentar el análisis técnico económico que demuestre que la SET Santa Teresa es la alternativa de mínimo costo. Cabe señalar que actualmente la localidad de Santa Teresa es atendida en 22,9 kV desde el alimentador N° 1 de la SET Santa María, y del análisis de cargabilidad de dicha subestación se aprecia que durante el periodo 2013-2023 no se presentan problemas de sobrecarga. En ese sentido resulta razonable no aceptar la solicitud de ELSE de incluir la SET Santa Teresa como parte del Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de un nuevo transformador y celdas en la SET Sicuani.- ELSE señala que por razones de sobrecarga para el año 2017 en la SET Sicuani y por la antigüedad de sus elementos, se considera necesario cambiar el transformador y celdas en la SET Sicuani para el año 2017.

Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Sicuani y ha evaluado la cargabilidad del transformador en dicha subestación, identificando que a partir del año 2018 se producen sobrecargas del orden del 2%. Asimismo, dada la variabilidad de la demanda, el análisis de la necesidad de un nuevo transformador deberá ser evaluado en el período 2017-2021. En ese sentido, resulta razonable no aceptar la solicitud de ELSE de incluir un transformador y sus respectivas celdas en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de incluir el cambio de las celdas en la SET Urpipata.- ELSE señala que, debido al nivel de antigüedad de los elementos que conforman la celda de 60 kV, considera necesario renovar la celda de 60 kV para el año 2016; adjunta un panel fotográfico para documentar su solicitud de renovar también las celdas de MT.

De la visita técnica efectuada por Osinergmin a las instalaciones de la SET Urpipata, se ha verificado que la subestación no posee celda de transformación en 22,9 kV y la celda de transformación en 10 kV presenta serias deficiencias por obsolescencia. Adicionalmente, las adecuaciones efectuadas en la subestación para su operación no resultan confiables; así mismo la tecnología de las celdas de alimentación existentes en la subestación, además de ser obsoleta, data del año 1982. En ese sentido, resulta razonable aceptar la solicitud de reemplazar las celdas de la subestación para el año 2016.

Respecto a la subestación Paucartambo.- ELSE señala que el Plan de Inversiones aprobó una celda de alimentador en 23 kV para el año 2015; añade que la previsión de implementar esta nueva celda, está sujeta a los avances de ampliación de redes que viene ejecutando el Gobierno Regional, por lo que ELSE considera necesario que Osinergmin mantenga en el Plan de Inversiones para el periodo 2013-2017.

De acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin en el Informe Técnico N° 283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, se indicó que la reactivación de la SET Paucartambo está prevista para el año 2015, y que junto con la reactivación de la SET se debe considerar la implementación de una celda de alimentador en 23 kV; asimismo, dado que el Gobierno Regional viene ejecutando las obras de ampliación de redes eléctricas debe mantenerse el plazo previsto para la reactivación de la SET Paucartambo. En ese sentido,


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resulta razonable aceptar la solicitud de ELSE de mantener la implementación de la celda en MT en la SET Paucartambo para el año 2015.

Respecto a la solicitud de incluir celdas en MT en la SET Dolorespata.- ELSE indica que coincide con Osinergmin en la necesidad de ampliar la capacidad del transformador en la SET Dolorespata y que para atender el crecimiento de la demanda, se requiere necesariamente la implementación de celdas de media tensión para el año 2016.

Osinergmin ha evaluado la información que EGEMSA comunicó a ELSE con carta N° G-214-2014, del 22 de abril de 2014, en la cual indica que va a instalar un nuevo transformador de 30 MVA, compensación reactiva capacitiva y que los transformadores de corriente con relación 150-300/5-5 de las celdas de alimentador D5 y D6, han sido cambiados por transformadores de corriente con relación de 300-600/5-5 Amperios, y tiene previsto el reemplazo de los otros 7 transformadores de corriente de las celdas restantes, con lo que se podrá atender los requerimientos de demanda de ELSE. Por tanto la evaluación de nuevos alimentadores en la SET Dolorespata deberá efectuarse en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 considerando la nueva configuración de la subestación con la implementación de los nuevos elementos. En ese sentido, resulta razonable no aceptar el pedido de ELSE de incluir dos celdas de alimentador en 10 kV en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que acepte en parte la solicitud de ELSE, y en consecuencia se modifiquen los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 10.


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INDICE

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

1.1 ANTECEDENTES ......................................................................................................3 1.2 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................4 1.3 PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO .............................................................................7

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

3. SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN ............................................................ 11

3.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE .. 11 3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 12 3.3 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 13

3.3.1 Subestación Andahuaylas ........................................................................ 13 3.3.2 Sistema de Transmisión Llusco................................................................ 14 3.3.3 Subestación Machupicchu ....................................................................... 14 3.3.4 Subestación Huaro................................................................................... 15 3.3.5 Subestación Oropesa ............................................................................... 15 3.3.6 Subestación Pisac.................................................................................... 16 3.3.7 Subestación Mazuko ................................................................................ 16 3.3.8 Subestación Puerto Maldonado ............................................................... 16 3.3.9 Subestación Santa Teresa ....................................................................... 17 3.3.10 Subestación Sicuani ................................................................................. 17 3.3.11 Subestación Urpipata ............................................................................... 18 3.3.12 Subestación Paucartambo ....................................................................... 18 3.3.13 Subestación Dolorespata ......................................................................... 18

4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ................................................... 20

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 23

5.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE .. 23 5.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 24 5.3 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 25

5.3.1 Subestación Andahuaylas ........................................................................ 25 5.3.2 Sistema de Transmisión Llusco................................................................ 25 5.3.3 Subestación Machupicchu ....................................................................... 26 5.3.4 Subestación Huaro................................................................................... 26 5.3.5 Subestación Oropesa ............................................................................... 27 5.3.6 Subestación Pisac.................................................................................... 27 5.3.7 Subestación Mazuko ................................................................................ 28 5.3.8 Subestación Puerto Maldonado ............................................................... 28 5.3.9 Subestación Santa Teresa ....................................................................... 28 5.3.10 Subestación Sicuani ................................................................................. 29 5.3.11 Subestación Urpipata ............................................................................... 29 5.3.12 Subestación Paucartambo ....................................................................... 30 5.3.13 Subestación Dolorespata ......................................................................... 30

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 31

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

INVERSIONES VIGENTE .......................................................................................... 31 6.1.1 Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de

Inversiones Vigente .................................................................................. 32



6.1.2 Observaciones de forma y de fondo al Informe Técnico N° 283-2012-GART 33

6.2 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 35 6.2.1 Información Base ..................................................................................... 36 6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 36 6.2.3 Proyección Ventas - Usuarios Libres ....................................................... 36 6.2.4 Proyección Global .................................................................................... 37 6.2.5 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico ............... 37

6.3 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 39 6.3.1 Subestación Andahuaylas ........................................................................ 40 6.3.2 Sistema de Transmisión Llusco................................................................ 40 6.3.3 Subestación Machupicchu ....................................................................... 41 6.3.4 Subestación Huaro................................................................................... 41 6.3.5 Subestación Oropesa ............................................................................... 42 6.3.6 Subestación Pisac.................................................................................... 44 6.3.7 Subestación Mazuko ................................................................................ 44 6.3.8 Subestación Puerto Maldonado ............................................................... 45 6.3.9 Subestación Santa Teresa ....................................................................... 46 6.3.10 Subestación Sicuani ................................................................................. 46 6.3.11 Subestación Urpipata ............................................................................... 47 6.3.12 Subestación Paucartambo ....................................................................... 47 6.3.13 Subestación Dolorespata ......................................................................... 48

6.4 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ............................................ 48

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 52

8. ANEXOS .................................................................................................................... 55

Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones formuladas al ESTUDIO .... 56 Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual ....................................................... 80 Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según Osinergmin ........................ 82 Anexo D Cuadros Comparativos ............................................................................ 84

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 87



1. Introducción

1.1 Antecedentes

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

Con Resolución N° 151-2012-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2013 – abril 2017; la que respecto al Área de Demanda 10 fue impugnada por la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., a través de recurso de reconsideración que se resolvió mediante la Resolución N° 216-2012-OS/CD.

Con oficio N° G-762-2014, el 30 de junio de 2014, la empresa Electro Sur Este S.A.A. (en adelante “ELSE”) ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 de ELSE correspondiente al Área de Demanda 10, acompañando para el efecto el Informe “Propuesta de Modificación del Plan de Inversiones de Transmisión Secundaria y Complementaria período 2013-2017” (en adelante “ESTUDIO”).

El presente informe desarrolla el estudio realizado por Osinergmin a fin de sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la referida solicitud. Para lo cual se ha analizado el ESTUDIO y la información que lo sustenta.



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)2.

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° 288323.

Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE4, 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 20.25 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)6 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

2 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.

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

(...)

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

(...) 4 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.

(...) 5 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.

6 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 Inversiones7.

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

"V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

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

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

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

"VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de

7 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.

(…)



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”), actualmente 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

El Área de Demanda 10 está circunscrita a los departamentos de Cusco, Apurímac y Madre de Dios, los cuales se ubican en la región Sur Este del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ELSE, EGEMSA y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), en conjunto llamadas “TITULARES”.

Actualmente el Área de Demanda 10 está conformada por los sistemas eléctricos:

Abancay, Abancay Rural, Andahuaylas

Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 3

Combapata, Sicuani, Sicuani Rural

Cusco, Valle Sagrado 2

La Convención, La Convención Rural, Yauri

Puerto Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Mazuko

Machupicchu, Chuquibambilla

Chacapuente, Chumbivilcas

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 10.



Gráfico N° 2.1

Ubicación Geográfica del Área de Demanda 10

Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo aproximado de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 10.



Gráfico N° 2.2

Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 10



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, mediante oficio N° G-762-2014 del 30 de junio de 2014, ELSE presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 10.

Dicha solicitud propone las siguientes modificaciones : i) Nuevo transformador en la SET Machupicchu y exclusión de las celdas de transformación; ii) Nuevo transformador en la SET Huaro y sus respectivas celda de transformación; iii) Nuevas celdas de alimentador en la SET Pisac; iv) Nueva celda en la SET Mazuko; v) Nueva SET Santa Teresa; vi) Nuevas celdas y transformador en la SET Sicuani; vii) Nuevas celdas en la SET Urpipata y; viii) Nuevas celdas en la SET Dolorespata; ix) Un trafo en la SET Andahuaylas no incluido en los formatos de inversión; x) Reprogramación de la SET Llusco y línea conexa; xi) Modificación del transformador de dos devanados de la SET Oropesa por uno de tres devanados; xii) Excluir el nuevo transformador en la SET Puerto Maldonado y reprogramar una celda de alimentador; y xiii) Mantener la celda en la SET Paucartambo.

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

ELSE manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito sustentar técnica y económicamente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo concerniente al Área de Demanda 10, sobre la base de lo establecido en el numeral VII del literal d) del Artículo 139° del RLCE que señala que 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.

Agrega que en el caso de las modificaciones de los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 10 obedece a observaciones de fondo y de forma al informe técnico N° 283-2012-GART, que sustenta la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10 (causal iv del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE).

3.2 Proyección de la Demanda Respecto a la proyección de la demanda, presentada por ELSE como parte de su PROPUESTA INICIAL, cabe indicar que la proyección global de energía para los Usuarios Regulados se ha obtenido utilizando los resultados del modelo econométrico seleccionado econométrico: f (PBI, población, clientes,

precio medio de la energía). Asimismo, se observa que ELSE ha determinado una misma tasa de crecimiento para toda el área.

Adicionalmente, ELSE agregó a dicha proyección, las cargas puntuales o concentradas especialmente de los Usuarios Libres existentes como nuevas cargas en bloque (PNER).

En el Cuadro N° 3.1, se resumen los resultados obtenidos de la PROPUESTA INICIAL de ELSE para el Área de Demanda 10.

Cuadro N° 3.1: Proyección Global de la Demanda

Área de Demanda 10 (MWh)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2013 308 444,9 173 432,7 695 102,3 1 176 979,9

2014 308 444,9 186 739,9 726 231,0 1 221 415,8

2015 308 444,9 174 688,2 789 990,2 1 273 123,4

2016 308 444,9 174 688,2 845 030,0 1 328 163,1

2017 308 444,9 174 688,2 903 107,9 1 386 241,1

2018 308 444,9 182 672,6 964 819,2 1 455 936,6

2019 308 444,9 182 672,6 1 031 529,3 1 522 646,8

2020 308 444,9 137 428,1 1 102 002,1 1 547 875,1

2021 308 444,9 118 798,0 1 177 710,7 1 604 953,6

2022 308 444,9 118 798,0 1 259 462,2 1 686 705,1

2023 308 444,9 118 798,0 1 346 963,0 1 774 205,9

2024 308 444,9 118 798,0 1 458 581,4 1 885 824,3

2025 308 444,9 118 798,0 1 564 742,5 1 991 985,4

2026 308 444,9 118 798,0 1 678 597,6 2 105 840,5

2027 308 444,9 118 798,0 1 800 623,5 2 227 866,4

2028 308 444,9 118 798,0 1 931 354,8 2 358 597,7

2029 308 444,9 118 798,0 2 071 354,8 2 498 597,7

2030 308 444,9 118 798,0 2 221 169,8 2 648 412,7

2031 308 444,9 118 798,0 2 381 455,0 2 808 697,9

2032 308 444,9 118 798,0 2 552 855,4 2 980 098,3

2033 308 444,9 118 798,0 2 736 098,3 3 163 341,2




2034 308 444,9 118 798,0 2 931 910,1 3 359 153,0

2035 308 444,9 118 798,0 3 141 107,4 3 568 350,3

2036 308 444,9 118 798,0 3 364 530,0 3 791 772,9

2037 308 444,9 118 798,0 3 603 094,5 4 030 337,4

2038 308 444,9 118 798,0 3 857 768,9 4 285 011,8

2039 308 444,9 118 798,0 4 129 559,5 4 556 802,4

2040 308 444,9 118 798,0 4 419 574,4 4 846 817,3

2041 308 444,9 118 798,0 4 728 971,4 5 156 214,3

2042 308 444,9 118 798,0 5 058 975,3 5 486 218,2

2043 308 444,9 118 798,0 5 410 904,5 5 838 147,4 Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115. (2) La TC promedio en el período 2013-2043, resulta 5,5%.

En cuanto a la proyección de la demanda de potencia, ELSE con base a los resultados de la proyección de la demanda de energía por sistema eléctrico y asumiendo los mismos factores de carga asociadas a cada barra de MT del año 2010, realizó la proyección de potencia hasta el nivel de MT para cada una de las subestaciones de transmisión.

Finalmente la proyección de potencia coincidente con la máxima del sistema, para dichos sistemas eléctricos y para el período 2013-2023 y los años de corte 2033 y 2043 se presenta en el Cuadro N° 3.2

Cuadro N° 3.2: Proyección de Demanda Coincidente

Área de Demanda 10 (MW)

3.3 Reformulación del Plan de Inversiones

3.3.1 Subestación Andahuaylas

ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-



2017, se identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Andahuaylas por otro de 25 MVA para el año 2015, sin embargo esto no se refleja en los cuadros de inversiones para el período 2013-2017.

Señala ELSE que, de los resultados de flujo de potencia, se coincide con Osinergmin en que dicha subestación presentará sobrecarga a partir del año 2016. Por esos motivos, ELSE propone se incluya un nuevo transformador de 25 MVA para abril de 2016 tomando además en consideración los tiempos que invierte en la aprobación del FONAFE.

Añade como razón técnica complementaria a la sobrecarga del transformador, la presencia de Policloruro de Bifenilo (PCB), elemento que está considerado, según el programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), como uno de los doce contaminantes más nocivos. Acompaña esta afirmación con los resultados del PCB del transformador y recomienda su cambio.

3.3.2 Sistema de Transmisión Llusco

ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, incluyó las instalaciones de la SET Llusco y la línea 60 kV Combapata–Llusco.

ELSE señala que identificó una inconsistencia en el “Formato F-308”, en la cual se considera como fecha de operación comercial para la SET el 31 de enero de 2014 y para la línea el 31 de octubre de 2014. Añade ELSE que debido a los requisitos que FONAFE exige, recién a diciembre de 2013 se declaró viable el proyecto de inversión pública.

ELSE indica que considerando los tiempos faltantes en el proceso de convocatoria, adjudicación y ejecución de la obra, ELSE propone que la fecha de entrada de operación de la SET Llusco y la línea de transmisión asociada sea el año 2015.

3.3.3 Subestación Machupicchu

ELSE señala en su ESTUDIO, que las diferentes cargas que son alimentadas desde el transformador de la SET Machupicchu 7/7/3 MVA 138/60/10,5 kV, han originado que dicho transformador se sobrecargue principalmente en las



horas punta; para evitar racionamientos ELSE, de manera temporal, ha instalado ventilación forzada a dicho transformador (junio 2012) con lo que se incrementó a 9/9/3 MVA.

Por otro lado, indica ELSE que de acuerdo a la demanda aprobada por el regulador la SET Machupicchu no tendría sobrecarga hasta el año 2016. Sin embargo, como parte de la actualización de la demanda a diciembre de 2013 y a fin de preservar la continuidad del servicio sin poner en riesgo los elementos de transmisión ELSE ha visto por conveniente efectuar la inversión de cambio de transformador con fecha de puesta en operación comercial para el año 2014, debido a que a la fecha ha alcanzado el 100% de la capacidad.

Añade ELSE, que no considera la implementación de las celdas 138 kV, 60 kV y 10 kV porque los elementos eléctricos que lo conforman, tienen suficiente capacidad de ruptura a las condiciones del nuevo transformador.

3.3.4 Subestación Huaro

ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Huaro por otro de 8 MVA para el año 2018, sin embargo esto no se refleja en los cuadros de inversiones (formatos de inversión F-300).

Añade ELSE que, de los resultados de flujo de potencia, coincide con Osinergmin que la SET Huaro presentará sobrecargas, sin embargo, esta se presentará antes del 2017.

Por las razones descritas, ELSE señala que existe necesidad de hacer inversiones en la SET Huaro para el período 2013-2017 y propone que los elementos de transmisión “transformador y celdas” ingresen en servicio el 2016.

3.3.5 Subestación Oropesa

ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, Osinergmin identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Oropesa mediante una rotación de transformador en el año 2015.

Alega ELSE que debido al crecimiento de la demanda de la zona y como parte de su plan para implementar un nuevo nivel de tensión en 22,9 kV, con el fin de atender la demanda del nuevo “Parque Industrial” en zona rural, es



necesario efectuar la inversión de un nuevo transformador de 3 devanados (33/23/10 kV) con una previsión de ingreso para el año 2016.

Añade ELSE que, de los resultados de flujo de potencia, coincide con Osinergmin que la SET Oropesa presentará sobrecargas, sin embargo, éstas se presentarán antes del 2016.

Por las razones descritas, ELSE señala que existe necesidad de hacer inversiones en la SET Oropesa para el período 2013-2017 y propone que los elementos de transmisión “transformador y celdas” ingresen en servicio el 2016.

3.3.6 Subestación Pisac

ELSE señala en su ESTUDIO, que la subestación Pisac requiere ser ampliada a nivel de celdas de media tensión, debido al crecimiento de la demanda de la zona. En el período tarifario 2013-2017, la SET Pisac no presenta problemas de sobrecarga, pero sí tiene capacidad para atender una mayor demanda, para lo cual se requiere ampliar la cantidad de celdas de media tensión.

Por las razones descritas, ELSE propone que los elementos de transmisión “celdas en MT” ingresen en servicio el 2015.

3.3.7 Subestación Mazuko

ELSE señala en su ESTUDIO, que el transformador de la SET Mazuko no está sobrecargado para el período 2013-2017, y que por razones de mejorar el nivel de confiabilidad de suministro eléctrico a nivel de alimentadores de Media Tensión, considera necesaria la implementación de una celda de 10 kV a partir del año 2015.

Por las razones descritas, ELSE propone que el elemento de transmisión “celda en MT” ingrese en servicio el 2015.

3.3.8 Subestación Puerto Maldonado

ELSE señala en su ESTUDIO, que Osinergmin estableció para el año 2014 la inversión de un transformador y una celda de alimentación en la SET Puerto Maldonado, sin embargo debido al crecimiento de la demanda no se justifica ampliar la capacidad de la subestación. No obstante, debido a que a nivel de alimentadores se presentan problemas de interrupción en la zona, ELSE



considera necesario reprogramar la celda de alimentador de 10 kV para el año 2015.

Por las razones descritas, ELSE propone que el elemento de transmisión “celda en MT” ingrese en servicio el 2015. Añade que para el caso de la interconexión con la central de Reserva Fría Puerto Maldonado, se requiere la implementación de una celda en 23 kV o en 10 kV, dependiendo del nivel de tensión que oficialmente sea de conocimiento de ELSE, lo cual informará en su oportunidad para su reconocimiento en el Plan de Inversiones.

3.3.9 Subestación Santa Teresa

ELSE señala en su ESTUDIO, que la SET Santa Teresa, mediante la cual se permitió la etapa de construcción de la nueva CH Santa Teresa, en la actualidad alimenta carga regulada de la zona. Añade que la titularidad de esta instalación de transmisión, es decir del transformador y celdas, pasará a formar parte de ELSE, en cumplimiento de su convenio con Luz del Sur S.A.A.

Indica ELSE que debido a que estas nuevas instalaciones permiten atender a la demanda regulada de la zona, y a la fecha no están reconocidas en los peajes secundarios, por lo tanto solicita ELSE que se incluya como parte del Plan de Inversiones el transformador de la SET Santa Teresa y sus celdas en 60 kV y 10 kV.

3.3.10 Subestación Sicuani

ELSE señala en su ESTUDIO, que debido a razones de sobrecarga para el 2017 en la SET Sicuani y debido a la presencia de PCB en niveles no permitidos, y teniendo en cuenta que el PCB (Policloruro de Bifenilo) está considerado según el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) como uno de los doce contaminantes más nocivos. ELSE considera necesario cambiar el transformador y celdas en la SET Sicuani para el año 2016.

Por las razones descritas, y por el estado de obsolescencia de los actuales alimentadores, ELSE propone que los elementos de transmisión “transformador y celdas” ingresen en servicio el 2016.



3.3.11 Subestación Urpipata

ELSE señala en su ESTUDIO, que en la subestación Urpipata, debido al nivel de antigüedad de los elementos que conforman la celda de 60 kV, ELSE considera necesario renovar la celda de 60 kV para el año 2016. Al respecto, adjunta como evidencia de su afirmación registros fotográficos del transformador y de las celdas de alimentador.

Por las razones descritas, ELSE propone que los elementos de transmisión “celdas en MT” y celda de transformador ingresen en servicio el 2016.

3.3.12 Subestación Paucartambo

ELSE señala en su ESTUDIO, que para la subestación Paucartambo, Osinergmin consideró en el Plan de Inversiones una celda de alimentador en 23 kV para el año 2015.

Añade ELSE que, considerando que la previsión de implementar esta nueva celda para el año 2015, está sujeta a los avances de ampliación de redes que viene ejecutando el Gobierno Regional, ELSE considera necesario que Osinergmin mantenga en el Plan de Inversiones para el periodo 2013-2017, la implementación de una celda en MT para la SET Paucartambo.

3.3.13 Subestación Dolorespata

ELSE señala en su ESTUDIO que Osinergmin, para la subestación Dolorespata considera, en el informe técnico que sustenta el Plan de Inversiones 2013-2017, la ampliación de la capacidad de la SET Dolorespata por parte de EGEMSA, pero no considera la implementación de celdas de alimentadores necesaria para atender el crecimiento de la demanda de la zona.

Añade ELSE, que coincide con Osinergmin en la necesidad de ampliar la capacidad del transformador en la SET Dolorespata y que para atender el



crecimiento de la demanda, se requiere necesariamente la implementación de celdas de media Tensión.

Por las razones descritas, ELSE propone que los elementos de transmisión “celdas en MT” ingresen en servicio el 2014 y el 2016.



4. Observaciones al Estudio de Sustento

A través del Oficio N° 0700-2014-GART, el 23 de julio de 2014 Osinergmin remitió a ELSE las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 25 de agosto de 2014 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso; posteriormente, mediante Oficio N° 0785-2014-GART, se amplió el plazo para la respuesta y correcciones al ESTUDIO hasta el 17 de setiembre de 2014.

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

- Se indicó que no ha cumplido con presentar toda la información necesaria para la solicitud de modificación del PI 2013-2017, de conformidad con lo requerido en la NORMA TARIFAS.

- Se indicó que no ha cumplido con presentar la identificación de los Elementos que se eliminan, cambian y/o agregan al PI 2013-2017, producto de la propuesta de modificación.

- Se indicó que los archivos presentados por ELSE como parte de su ESTUDIO, no están correctamente vinculados, lo cual no permite realizar las actualizaciones respectivas de dichos archivos. Al respecto, se sugiere que todos los archivos del ESTUDIO se vinculen adecuadamente a fin de que la revisión de los datos, por parte del regulador, se efectué de la mejor manera.

- Se indicó que los archivos de flujo de potencia que presentó ELSE no contienen las propuestas de modificación del PI 2013-2017, lo cual no ha permitido verificar los resultados mostrados en el ESTUDIO.

- Se indicó que muchas solicitudes de modificación del PI 2013-2017, corresponden a reprogramación; en ese sentido, una reprogramación de obras en curso (postergación) no amerita una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de Osinergmin. Por lo mencionado, se



requiere que ELSE reformule su ESTUDIO retirando los proyectos que están en etapa de ejecución o inicio de obras.

- Respecto a la proyección de la demanda se solicitó la presentación de todos los archivos que muestren los cálculos seguidos para realizar la proyección de la demanda por barra, así como de cada subestación AT/MT.

- Se indicó a ELSE la necesidad de presentar la demanda actualizada a diciembre de 2013 (año representativo), también se requirió los registros de cada 15 minutos de los transformadores de cada subestación. Los formatos F-101, F-102 y F-103 deber ser considerar como año base el 2013.

- Se indicó a ELSE la necesidad de presentar los sustentos de las cargas nuevas que está considerando en la proyección de la demanda del Área de Demanda 10. La información de dichos clientes debe estar conforme a lo establecido en la Norma Tarifas.

- Se indicó a ELSE la necesidad de sustentar la tasa anual de crecimiento de las ventas de energía del Área de Demanda 10, así como sustentar los modelos de largo plazo empleados en la proyección de demanda.

- Se indicó a ELSE la necesidad de presentar el formato F-202 a fin de poder identificar las subestaciones existentes cuya demanda supera la capacidad de diseño.

- Respecto a la SET Andahuaylas, se solicitó a ELSE presentar los niveles de sobrecarga del transformador a fin verificar la operación de dicho transformador.

- Respecto a la SET Llusco y la línea conexa, se solicitó a ELSE presentar el resumen de avances efectuados desde el 2013 a la fecha a fin de verificar si la reprogramación para el año 2015 es pertinente.

- Respecto al transformador de la SET Huaro, se solicitó a ELSE presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente según los formatos establecidos, así como también los archivos de flujo de potencia.

- Respecto al transformador de la SET Oropesa, se solicitó a ELSE presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente según los formatos establecidos, adicionalmente se solicitó a ELSE que indique cuál es el destino del transformado que iba a ser rotado a la SET Oropesa.

- Respecto al transformador de la SET Pisac, se solicitó a ELSE justificar la cantidad de celdas de alimentador necesarias.

- Respecto al transformador de la SET Mazuko, se solicitó a ELSE presentar la justificación de la celda de alimentador aduciendo mejora de confiabilidad. Adicionalmente se solicito explique porque no ha implementado a la fecha la celda de alimentador en 22,9 kV aprobado por el Plan de Inversiones para el año 2013.

- Respecto al transformador de la SET Puerto Maldonado, se solicitó a ELSE presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente



según los formatos establecidos, adicionalmente se solicitó presentar la justificación de la celda de alimentador aduciendo mejora de confiabilidad del sistema.

- Respecto al transformador de la SET Santa Teresa, se solicitó a ELSE presentar el análisis de alternativas y la evaluación económica que demuestren que la implementación de la SET Santa Teresa es la de menor costo para atender la carga regulada de la zona.

- Respecto al transformador de la SET Sicuani, se solicitó a ELSE presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente según los formatos establecidos, se solicitó adjuntar las pruebas que certifiquen el contenido de PCB. Adicionalmente se solicitó presentar la justificación del cambio de transformador de dos devanados (60/10 kV) a tres devanados (60/22,9/10 kV) y los medios probatorios que permitan verificar la obsolescencia de las celdas existentes.

- Respecto al transformador de la SET Urpipata, se solicitó a ELSE presentar la justificación del cambio de celdas de alimentador en dicha subestación.

- Respecto al transformador de la SET Dolorespata, se solicitó a ELSE presentar la justificación del cambio de celdas de alimentador en dicha subestación.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, el 17 de setiembre de 2014, con oficio G-1101-2014, ELSE presentó las respuestas a las observaciones efectuadas al ESTUDIO e información complementaria que acompaña como sustento de dichas respuestas.

Asimismo, ELSE acompaña una nueva versión de su ESTUDIO corregido en mérito a la subsanación de las observaciones.

Para efectos del presente análisis, estas respuestas, el informe corregido y la información complementaria que los sustenta, se considera como PROPUESTA FINAL de la solicitante.

El análisis de las respuestas a las observaciones planteadas al ESTUDIO, se presenta en el Anexo A del presente informe.

5.1 Causales para solicitar la Modificación del Plan de Inversiones Vigente

Al igual que en la PROPUESTA INICIAL, ELSE manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito sustentar técnica y económicamente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo concerniente al Área de Demanda 10, sobre la base de lo establecido en el numeral VII del literal d) del Artículo 139° del RLCE.

Agrega que en el caso de las modificaciones de los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 10 obedece a observaciones de fondo y de forma al informe técnico N° 283-2012-GART, que sustenta la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10 (causal iv del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE).



5.2 Proyección de la Demanda

A diferencia de la PROPUESTA INICIAL, ELSE señala la necesidad de actualizar la información de demanda empleada por Osinergmin, debido a que se cuenta con información real e histórica registrada hasta diciembre 2013.

En base a estos resultados y en cumplimiento de los formatos F-200 de la NORMA TARIFAS, se obtuvieron los nuevos niveles de cargabilidad de las instalaciones de transmisión de ELSE.

Finalmente, la proyección de la demanda de energía de la PROPUESTA FINAL de ELSE para el Área de Demanda 10, se resume en el Cuadro N° 5.1.

Cuadro N° 5.1: Proyección Global de la Demanda

Área de Demanda 10 (MWh)


2013 872 175 40 539 536 402 1 449 116

2014 872 175 40 539 564 644 1 477 359

2015 872 175 40 539 594 464 1 507 179

2016 872 175 40 539 625 450 1 538 165

2017 872 175 40 539 657 240 1 569 954

2018 872 175 40 539 684 446 1 597 161

2019 872 175 40 539 711 914 1 624 628

2020 872 175 40 539 739 633 1 652 348

2021 872 175 40 539 767 597 1 680 311

2022 872 175 40 539 795 796 1 708 510

2023 872 175 40 539 824 224 1 736 938

2024 872 175 40 539 852 874 1 765 588

2025 872 175 40 539 881 740 1 794 454

2026 872 175 40 539 910 815 1 823 529

2027 872 175 40 539 940 095 1 852 809

2028 872 175 40 539 969 574 1 882 288

2029 872 175 40 539 999 247 1 911 961

2030 872 175 40 539 1 029 109 1 941 823

2031 872 175 40 539 1 059 156 1 971 871

2032 872 175 40 539 1 089 385 2 002 099

2033 872 175 40 539 1 119 790 2 032 504

2034 872 175 40 539 1 150 368 2 063 082

2035 872 175 40 539 1 181 116 2 093 830

2036 872 175 40 539 1 212 029 2 124 744

2037 872 175 40 539 1 243 106 2 155 820

2038 872 175 40 539 1 274 342 2 187 056

2039 872 175 40 539 1 305 735 2 218 449

2040 872 175 40 539 1 337 281 2 249 995

2041 872 175 40 539 1 368 978 2 281 693

2042 872 175 40 539 1 400 824 2 313 538

2043 872 175 40 539 1 432 815 2 345 529

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115. (2) La TC promedio en el período 2014-2043, resulta 1,6%. (3) La TC disminuyó de 5,5% a 1,6% respecto a la PROPUESTA INICIAL.



5.3 Reformulación del Plan de Inversiones


ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, se identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Andahuaylas por otro de 25 MVA para el año 2015, sin embargo esto no se refleja en los cuadros de inversiones para el período 2013-2017.

Señala ELSE que, de los resultados de flujo de potencia, y de acuerdo a lo mostrado en los “Formatos F-202” se propone que el nuevo transformador de 25 MVA se ejecute el año 2017, debido a los tiempos que se invierte en la aprobación del FONAFE. Asimismo, indica que dado que el transformador tiene una capacidad ONAF de 13 MVA y 16,6 MVA en OFAF, podrá operar sin mayores riesgos hasta la fecha indicada.

Añade como razón técnica complementaria a la sobrecarga del transformador, la presencia de Policloruro de Bifenilo (PCB), elemento que está considerado, según el programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), como uno de los doce contaminantes más nocivos. Acompaña esta afirmación con los resultados del PCB del transformador y recomienda su cambio; sin embargo, ELSE indica que el transformador será sometido a tratamiento de aceite a fin de reducir los niveles de PCB a valores permisibles.


ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, incluyó las instalaciones de la SET Llusco y la línea 60 kV Combapata–Llusco.

ELSE señala que identificó una inconsistencia en el “Formato F-308”, en la cual se considera como fecha de operación comercial para la SET Llusco el 31 de enero de 2014 y para la línea el 31 de octubre de 2014. Añade ELSE que en cumplimiento a lo establecido por Osinergmin en la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017 inició las gestiones ante el FONAFE para la aprobación del estudio a nivel de factibilidad y su inversión asociada, en el año que se aprobó el Plan de Inversiones. Sin embargo debido a los requisitos que FONAFE exige, recién a diciembre de 2013 se declaró viable el proyecto de inversión pública.

ELSE indica que considerando los tiempos faltantes en el proceso de convocatoria, adjudicación y ejecución de la obra, ELSE propone que la fecha de entrada de operación de la SET Llusco y la línea de transmisión asociada sea el año 2015.




ELSE señala en su ESTUDIO, que las diferentes cargas que son alimentadas desde el transformador de la SET Machupicchu 7/7/3 MVA 138/60/10,5 kV, han originado que dicho transformador se sobrecargue principalmente en las horas punta; para evitar racionamientos ELSE, de manera temporal, ha instalado ventilación forzada a dicho transformador (junio 2012) con lo que se incrementó a 9/9/3 MVA.

Por otro lado, indica ELSE que de acuerdo a la demanda aprobada por el regulador, la SET Machupicchu no tendría sobrecarga hasta el año 2016. Sin embargo, como parte de la actualización de la demanda a diciembre de 2013 y a fin de preservar la continuidad del servicio sin poner en riesgo los elementos de transmisión, ELSE ha visto por conveniente efectuar la inversión de cambio de transformador con fecha de puesta en operación comercial para el año 2014, debido a que a la fecha ha alcanzado el 100% de la capacidad.

Añade ELSE, que no considera la implementación de las celdas 138 kV, 60 kV y 10 kV porque los elementos eléctricos que lo conforman, tienen suficiente capacidad de ruptura a las condiciones del nuevo transformador.


ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART, Osinergmin identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Huaro por otro de 8 MVA para el año 2018, sin embargo esto no se refleja en los cuadros de inversiones (formatos de inversión F-300).

Añade ELSE que debido al crecimiento de la demanda en la zona y por la antigüedad de las instalaciones, las cuales datan del año 1982, se considera necesario adelantar la inversión, con el fin de que el nuevo transformador entre en operación el año 2016.

Por las razones descritas y considerando el análisis de flujo de potencia, ELSE señala que existe necesidad de hacer inversiones en la SET Huaro para el período 2013-2017 y propone que los elementos de transmisión “transformador y celdas” ingresen en servicio el 2016.




ELSE señala en su ESTUDIO, que en el Informe Técnico N° 0283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, Osinergmin identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Oropesa mediante una rotación de transformador en el año 2015.

Alega ELSE que debido al crecimiento de la demanda de la zona y como parte de su plan para implementar un nuevo nivel de tensión en 22,9 kV, con el fin de atender la demanda del nuevo “Parque Industrial” en zona rural, es necesario efectuar la inversión de un nuevo transformador de 3 devanados (33/23/10 kV) con una previsión de ingreso para el año 2016.

Añade ELSE que de los resultados de flujo de potencia, coincide con Osinergmin en que la SET Oropesa presentará sobrecargas, sin embargo, éstas se presentarán antes del 2016. Complementariamente al análisis de flujo de potencia, ELSE presenta fotografías según las cuales se evidenciaría que las instalaciones se encuentran fuera del período de vida útil, razón por la cual debe renovarse los elementos de transmisión.

Por las razones descritas, ELSE señala que existe necesidad de hacer inversiones en la SET Oropesa para el período 2013-2017 y propone que los elementos de transmisión “transformador y celda” ingresen en servicio el 2016.


ELSE señala en su ESTUDIO, que la subestación Pisac requiere ser ampliada a nivel de celdas de media tensión, debido al crecimiento de la demanda de la zona. En el período tarifario 2013-2017, la SET Pisac no presenta problemas de sobrecarga, pero sí tiene capacidad para atender una mayor demanda, para lo cual se requiere ampliar la cantidad de celdas de media tensión.





ELSE señala en su ESTUDIO, que el transformador de la SET Mazuko no está sobrecargado para el período 2013-2017, y que por razones de mejorar el nivel de confiabilidad de suministro eléctrico a nivel de alimentadores de Media Tensión, considera necesaria la implementación de una celda de 10 kV a partir del año 2015.

Por las razones descritas, ELSE propone que el elemento de transmisión “celda en MT” ingrese en servicio el 2015.


ELSE señala en su ESTUDIO, que Osinergmin estableció para el año 2014 la inversión de un transformador y una celda de alimentación en la SET Puerto Maldonado, sin embargo debido al crecimiento de la demanda no se justifica ampliar la capacidad de la subestación. No obstante, debido a que a nivel de alimentadores se presentan problemas de interrupción en la zona, ELSE considera necesario reprogramar la celda de alimentador de 10 kV para el año 2015.

Indica ELSE que la demanda a junio de 2014 alcanzó apenas los 9 MW para una capacidad de 16 MVA, y que con ese resultado se evidencia la necesidad de postergar la inversión del nuevo transformador en la SET Puerto Maldonado, por lo que su implementación deberá ser analizada en el siguiente proceso regulatorio 2017-2021.

En relación a la necesidad de reprogramar la celda de alimentador para el año 2015, en el cuadro siguiente ELSE presenta los indicadores de calidad de suministro atribuibles a distribución para el sistema Puerto Maldonado, según el cual se justificaría la implementación de dicha celda de alimentador:

Por las razones descritas, ELSE propone que el elemento de transmisión “celda en MT” ingrese en servicio el 2015. Añade que para el caso de la interconexión con la central de Reserva Fría Puerto Maldonado, se requiere la implementación de una celda en 23 kV o en 10 kV, dependiendo del nivel de tensión que oficialmente sea de conocimiento de ELSE, lo cual informará en su oportunidad para su reconocimiento en el Plan de Inversiones.


ELSE señala en su ESTUDIO, que la SET Santa Teresa, mediante la cual se permitió la etapa de construcción de la nueva CH Santa Teresa, en la



actualidad alimenta carga regulada de la zona. Añade que la titularidad de esta instalación de transmisión, es decir del transformador y celdas, pasará a formar parte de ELSE, en cumplimiento de su convenio con Luz del sur S.A.A.

Indica ELSE que debido a que estas nuevas instalaciones permiten atender a la demanda regulada de la zona, y a la fecha no están reconocidas en los peajes secundarios, por lo tanto solicita ELSE que se incluya como parte del Plan de Inversiones 2013-2017 el transformador de la SET Santa Teresa y sus celdas en 60 kV y 10 kV.


ELSE señala en su ESTUDIO, que debido a razones de sobrecarga para el 2017 en la SET Sicuani y por la antigüedad de sus elementos ELSE considera necesario cambiar el transformador y celdas en la SET Sicuani para el año 2017. Complementa el pedido mostrando fotografías de las placas de los equipos e indicando que estos se encuentran al límite de su vida útil.

Por las razones descritas, y por el estado de obsolescencia de los actuales alimentadores, ELSE propone que los elementos de transmisión “transformador y celdas” ingresen en servicio el 2017.


ELSE señala en su ESTUDIO, que en la subestación Urpipata, debido al nivel de antigüedad de los elementos que conforman la celda de 60 kV, ELSE considera necesario renovar la celda de 60 kV para el año 2016. Al respecto, adjunta como evidencia de su afirmación registros fotográficos del transformador y de las celdas de alimentador.

Por las razones descritas, ELSE propone que los elementos de transmisión “celdas en MT” y celda de transformador ingresen en servicio el 2016.




ELSE señala en su ESTUDIO, que para la subestación Paucartambo, Osinergmin consideró en el Plan de Inversiones una celda de alimentador en 23 kV para el año 2015.

Añade ELSE que, considerando que la previsión de implementar esta nueva celda para el año 2015, está sujeta a los avances de ampliación de redes que viene ejecutando el Gobierno Regional, ELSE considera necesario que Osinergmin mantenga en el Plan de Inversiones para el periodo 2013-2017, la implementación de una celda en MT para la SET Paucartambo.


ELSE señala en su ESTUDIO que Osinergmin, para la subestación Dolorespata considera, en el informe técnico que sustenta el Plan de Inversiones 2013-2017, la ampliación de la capacidad de la SET Dolorespata por parte de EGEMSA, pero no considera la implementación de celdas de alimentadores necesaria para atender el crecimiento de la demanda de la zona.

Añade ELSE que coincide con Osinergmin en la necesidad de ampliar la capacidad del transformador en la SET Dolorespata y que, para atender el crecimiento de la demanda, se requiere necesariamente la implementación de celdas de media Tensión.




6. Análisis de Osinergmin

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

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 dentro del marco regulatorio vigente.

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, ELSE como parte de su PROPUESTA indicó que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 10 son observaciones de forma y de fondo al Informe Técnico N° 283-2012-GART que sustenta la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10, asociada a la causal 4) del párrafo anterior.

Sin embargo, Osinergmin en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible, ha revisado si la causal que menciona ELSE, para justificar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, es válida. A continuación se analiza la causal mencionada por ELSE.

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

Respecto a los cambios presentados en la proyección de la demanda, conforme indica ELSE, Osinergmin ha elaborado los cuadros comparativos utilizando la propia información remitida por la solicitante en su PROPUESTA FINAL, específicamente de aquellos valores que corresponden a los registros de máxima demanda coincidente contenidos en los formularios de demanda “F-100”.

Los resultados obtenidos para toda el Área de Demanda se muestran a continuación:



Cuadro N° 6.1: Resultados de Proyección de Máxima Demanda Coincidente (MW) – ÁREA 10

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Revisión ELSE1 y 3 130,5 137,3 144,5 152,0 159,6 166,2 172,8 179,5 186,2 193,0

PI 2013-20222 161,2 171,5 187,4 197,9 207,7 218,9 229,6 235,6 245,0 256,7

(1-2) -30,7 -34,1 -42,9 -45,9 -48,1 -52,7 -56,8 -56,1 -58,8 -63,7

% -19,0% -19,9% -22,9% -23,2% -23,2% -24,1% -24,7% -23,8% -24,0% -24,8%

(1) Los valores provienen del archivo “ProyeccionDemandaELSE.xls”. (2) Los valores provienen del archivo “Formatos 100.xlsx” elaborado por OSINERGMIN y publicado como parte de los cálculos del Plan de

Inversiones 2013-2017. (3) No incluyen las ventas en MAT del cliente libre Antapacay.

De los resultados mostrados en el Cuadro N° 6.1 se observa que la demanda actualizada, con información a diciembre 2013, resulta mucho menor a la prevista en el Plan de Inversiones 2013-2017.

En ese sentido, la causal referida a cambios en la proyección de la demanda, ha sido revisada por Osinergmin, verificándose que ésta ha disminuido considerablemente (23% en promedio) respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, por lo que resulta válido realizar el análisis de la solicitud de ELSE, referida a esta causal.

6.1.2 Observaciones de forma y de fondo al Informe Técnico N° 283-2012-GART

ELSE sustenta el pedido de modificación del Plan de Inversiones aduciendo que existen observaciones de forma y de fondo al Informe Técnico N° 283-2012-GART que sustentó el Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 10. Al respecto, cabe señalar que la aprobación del Plan de Inversiones obedece a un proceso regulatorio que posee las siguientes etapas:

Presentación de los estudios por parte de las empresas titulares de los SST y SCT.

Observaciones a los estudios presentados por las empresas titulares de los SST y SCT.

Respuesta a las observaciones.

Publicación del proyecto de resolución que aprueba el Plan de Inversiones (Prepublicación).

Opiniones y sugerencias de los interesados respecto de la Prepublicación.

Publicación de la resolución que aprueba el Plan de Inversiones.

Interposición de Recursos de Reconsideración.

Publicación de las Resoluciones que resuelven los recursos de reconsideración.



Cabe señalar que el Informe Técnico N° 283-2012-GART está enmarcado en la etapa de “Publicación de la resolución que aprueba el Plan de Inversiones” y, que la empresa en la etapa de “Interposición de Recursos de Reconsideración” no presentó ninguna disconformidad con el Plan de Inversiones aprobado en esa oportunidad. Por tanto, resulta extemporánea una observación al citado informe. No obstante, se han revisado los argumentos esgrimidos por ELSE y a continuación se presenta el análisis.

Inconsistencias en el cálculo del SER para el Área de Demanda 10

Señala ELSE que en la hoja F-202 que corresponde a la identificación de las subestaciones existentes que superan la capacidad de diseño para la SET Puerto Maldonado (16 MVA) el factor de uso recién es mayor que uno (01) a partir del año 2018. Sin embargo el regulador considera que la SET debe ampliar su capacidad a 35 MVA a partir del año 2014 donde no hay sobrecarga.

Al respecto, se debe señalar que en el formato F-202 para la SET Puerto Maldonado sólo se presenta el análisis de cargabilidad en el devanado de 138 kV el cual tiene una capacidad de 16 MVA, sin embargo los problemas de sobrecarga se identificaron en el devanado de 22,9 kV. En el Cuadro N° 6.2 se presenta la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones.

Cuadro N° 6.2 DEMANDA DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017

SET PUERTO MALDONADO (MVA)1

Barra TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PMALD010 10 6,1 6,6 7,2 7,7 8,2 8,8 9,4 10,1

PMALD023 22,9 3,3 3,6 3,9 4,2 4,5 4,9 5,2 5,5

PMALD138 138 9 10 11 12 13 14 15 16

(1) La demanda en MVA se obtiene dividiendo los valores del F-122 entre 0,95

Como se puede apreciar, para el año 2014 existe sobrecarga en el devanado de 22,9 kV; esta es la razón por la cual se aprobó la implementación de un nuevo transformador de 35 MVA en la SET Puerto Maldonado. En ese sentido, el formato F-202 presentó una omisión involuntaria del análisis de cargabilidad de la SET Puerto Maldonado, y no una inconsistencia en el cálculo efectuado por el regulador.

Sustento insuficiente para la inclusión de celdas en SET Machupicchu

Señala ELSE que en la etapa de opiniones y sugerencias para la aprobación del Plan de Inversiones admitió la opinión de EGEMSA referente a la inclusión de celdas en MAT/AT/MT en la SET Machupicchu, sin embargo estos argumentos no fueron debidamente analizados con información probatoria. Para el caso particular de las nuevas celdas en la SET Machupicchu no es cierto que la capacidad de



corriente de las actuales celdas limite la capacidad del nuevo transformador.

Al respecto, debemos señalar que en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, Osinergmin utilizó la mejor información disponible que para este caso fue la información reportada por la empresa EGEMSA en la etapa de la Opiniones y sugerencias de los interesados respecto de la Prepublicación. Sin embargo, ELSE en la etapa de Interposición de Recursos de Reconsideración no presentó disconformidad a lo aprobado por Osinergmin en esa oportunidad.

No obstante, con la nueva información remitida por ELSE, se ve la necesidad de revisar los elementos (celdas del transformador) aprobados para la SET Machupicchu.

La causal referida a otras razones debidamente justificadas asociadas a las instalaciones aprobadas para la SET Machupicchu sería válida por los argumentos señalados en los párrafos precedentes.

En efecto, por los motivos descritos en el numeral 6.1.1, la causal mencionada por ELSE para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, es válida; por lo tanto, queda claro que hay razón que motive la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 10.

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 ELSE, 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 actualizado la data histórica de demanda 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 10, según lo establecido en el numeral 8.1.1 de la NORMA TARIFAS.

Se han asumido los mismos factores de carga, simultaneidad y participación en la punta del sistema utilizados en el Plan de Inversiones Vigente.

No se ha presentado el sustento de la magnitud de demanda regulada que viene siendo atendida desde la SET Santa Teresa, que a la fecha es de uso exclusivo de la empresa Luz del Sur S.A.A.



6.2.1 Información Base

Ventas de energía

Las ventas históricas de energía se han elaborado tomando en consideración 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 del Área de Demanda 10, de manera comparativa con la propuesta de ELSE. 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 10, para el período 2013-2017 no se tienen identificados nuevos usuarios libres ni nuevas demandas incorporadas.



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 al Área de Demanda 10, la cual se muestra por nivel de tensión en el Cuadro N° 6.3.

Cuadro N° 6.3 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 10

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)


2013 858 528 54 187 536 402 1 449 116

2014 858 528 54 187 565 768 1 478 483

2015 858 528 54 187 596 725 1 509 439

2016 858 528 54 187 628 860 1 541 574

2017 858 528 54 187 661 811 1 574 525

2018 858 528 54 187 689 214 1 601 929

2019 858 528 54 187 716 880 1 629 595

2020 858 528 54 187 744 800 1 657 515

2021 858 528 54 187 772 966 1 685 680

2022 858 528 54 187 801 369 1 714 083

2023 858 528 54 187 830 002 1 742 716

2024 858 528 54 187 858 859 1 771 574

2025 858 528 54 187 887 934 1 800 648

2026 858 528 54 187 917 219 1 829 934

2027 858 528 54 187 946 711 1 859 425

2028 858 528 54 187 976 403 1 889 117

2029 858 528 54 187 1 006 290 1 919 004

2030 858 528 54 187 1 036 368 1 949 083

2031 858 528 54 187 1 066 633 1 979 347

2032 858 528 54 187 1 097 080 2 009 794

2033 858 528 54 187 1 127 705 2 040 419

2034 858 528 54 187 1 158 504 2 071 218

2035 858 528 54 187 1 189 474 2 102 188

2036 858 528 54 187 1 220 611 2 133 325

2037 858 528 54 187 1 251 912 2 164 626

2038 858 528 54 187 1 283 374 2 196 088

2039 858 528 54 187 1 314 994 2 227 708

2040 858 528 54 187 1 346 768 2 259 482

2041 858 528 54 187 1 378 694 2 291 409

2042 858 528 54 187 1 410 770 2 323 484

2043 858 528 54 187 1 442 993 2 355 707 Notas: (1) 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 el Cuadro N° 6.2, 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 el acápite 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 Cuadro N° 6.4.

Cuadro N° 6.4 MÁXIMA DEMANDA A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO

Proyección de la Demanda (MW)

SUBESTACIÓN TENSIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

ABANCAY 13,2 10,92 11,55 12,21 12,89 13,60 14,18 14,77 15,37 15,97 16,57 17,19

ANDAHUAYLAS 13,2 6,74 7,12 7,53 7,96 8,39 8,75 9,12 9,48 9,85 10,23 10,60

ANDAHUAYLAS 22,9 3,63 3,84 4,06 4,28 4,52 4,71 4,91 5,11 5,31 5,51 5,71

CHALHUANCA 22,9 1,56 1,65 1,74 1,84 1,94 2,02 2,11 2,19 2,28 2,37 2,45

CHUQUIBAMBILLA 22,9 1,37 1,41 1,45 1,49 1,54 1,58 1,61 1,65 1,69 1,73 1,77

CACHIMAYO ELP 10 3,31 3,50 3,70 3,91 4,12 4,30 4,48 4,66 4,84 5,03 5,21

CACHIMAYO 23 0,87 0,92 0,98 1,03 1,09 1,13 1,18 1,23 1,28 1,33 1,38

PISAC 10 1,15 1,22 1,29 1,36 1,43 1,50 1,56 1,62 1,68 1,75 1,81

PISAC 22,9 3,12 3,29 3,48 3,68 3,88 4,05 4,22 4,39 4,56 4,73 4,90

URUBAMBA 10 3,81 4,03 4,26 4,50 4,75 4,95 5,16 5,37 5,58 5,79 6,00

URUBAMBA 22,9 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00 1,04 1,08 1,13 1,17 1,22 1,26

COMBAPATA 24 5,03 5,22 5,43 5,64 5,85 6,04 6,22 6,40 6,59 6,77 6,96

SICUANI 10 5,24 5,54 5,86 6,19 6,53 6,81 7,09 7,38 7,66 7,96 8,25

DOLORESPATA 11,5 36,92 38,94 41,07 43,29 45,56 47,45 49,36 51,28 53,23 55,19 57,16

QUENCORO 10,5 11,92 12,60 13,32 14,07 14,84 15,48 16,12 16,77 17,43 18,09 18,76

HUARO 10 1,38 1,46 1,55 1,63 1,72 1,80 1,87 1,95 2,02 2,10 2,18

HUARO 22,9 0,71 0,75 0,79 0,83 0,88 0,92 0,96 1,00 1,03 1,07 1,11

OROPEZA 10 1,16 1,23 1,30 1,37 1,45 1,51 1,57 1,63 1,70 1,76 1,83

CHAHUARES 22,9 2,52 2,67 2,82 2,98 3,14 3,28 3,41 3,55 3,69 3,83 3,97

MACHUPICCHU 10,5 1,19 1,26 1,33 1,40 1,48 1,54 1,61 1,67 1,74 1,80 1,87

URPIPATA 10 2,57 2,72 2,88 3,04 3,20 3,34 3,48 3,62 3,76 3,91 4,05

URPIPATA 22,9 0,38 0,40 0,42 0,44 0,47 0,49 0,51 0,53 0,55 0,57 0,59



SUBESTACIÓN TENSIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

SANTA MARIA 22,9 1,02 1,08 1,14 1,20 1,27 1,32 1,38 1,43 1,49 1,54 1,60

TINTAYA 10 3,58 3,79 4,01 4,23 4,46 4,65 4,85 5,04 5,24 5,44 5,64

MAZUCO 22,9 1,65 1,75 1,85 1,95 2,06 2,15 2,24 2,33 2,42 2,51 2,60

PTO MALDONADO 10 9,59 10,14 10,72 11,32 11,94 12,45 12,97 13,50 14,02 14,56 15,09

PTO MALDONADO 22,9 1,54 1,63 1,72 1,82 1,92 2,00 2,08 2,17 2,25 2,34 2,42

TINTAYA 138 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97 98,97

CACHIMAYO 138 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59 24,59

MACHUPICCHU 60 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06

ANDAHUAYLAS 60 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82 4,82

QUENCORO 33 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46 2,46

SANTA TERESA 10 0,87 0,89 0,92 0,95 0,98 1,01 1,03 1,06 1,08 1,11 1,14

TOTAL MAT 124 124 124 124 124 124 124 124 124 124 124

TOTAL AT 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

TOTAL MT 125 131 139 146 154 160 167 173 180 187 194

TOTAL 255,6 262,4 269,7 277,2 284,9 291,3 297,8 304,3 310,9 317,6 324,3

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 del Área de Demanda 10 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 el Área de Demanda 10. 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 del Área de Demanda 10, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ELSE:

No se realiza el análisis de mínimo costo en estricto cumplimiento de la normativa vigente.

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

ELSE no ha efectuado un análisis integral de la operación de todos los sistemas eléctricos que conforman el Área de Demanda 10 de acuerdo a lo señalado en la NORMA TARIFAS.




Cabe señalar que el requerimiento de nuevos transformadores es producto del análisis que se efectúa en el “Formato F-202” (Identificación de las SET’s Existentes que Superan la Capacidad de Diseño) y no del análisis de flujo de potencia, como indica ELSE.

Respecto a la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, de acuerdo al análisis efectuado en el “Formato F-202” se identificó que el transformador de la SET Andahuaylas alcanzaría el año 2018 el factor de uso de 1 (100%). En ese sentido, por equivocación se consignó un nuevo transformador para el año 2015 en los flujos de potencia.

Por otro lado, luego de actualizar la demanda para el período 2013-2017 se ha procedido a evaluar la cargabilidad del transformador de la SET Andahuaylas, tal y como indica la NORMA TARIFAS, según el “Formato F-202”. Al respecto, tal y como se puede apreciar del Cuadro N° 6.5, a partir del año 2017 se produce la sobrecarga del transformador, por tanto el análisis de la necesidad de un nuevo transformador deberá ser evaluado en el período 2017-2021.

Cuadro N° 6.5 NIVEL DE CARGA DE LA SET ANDAHUAYLAS

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

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

MD (MVA) HV 60 10.91 11.54 12.20 12.88 13.59 14.17 14.76 15.36 15.96 16.56 17.17

MD (MVA) MV 22.9 3.82 4.04 4.27 4.51 4.76 4.96 5.17 5.37 5.58 5.80 6.01

MD (MVA) LV 13.2 7.09 7.50 7.93 8.37 8.83 9.21 9.59 9.98 10.37 10.77 11.16

POT. INST. (MVA) HV 60 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00

POT. INST. (MVA) MV 22.9 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

POT. INST. (MVA) LV 13.2 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00

FACTOR DE USO HV 60 84% 89% 94% 99% 105% 109% 114% 118% 123% 127% 132%

FACTOR DE USO MV 22.9 76% 81% 85% 90% 95% 99% 103% 107% 112% 116% 120%

FACTOR DE USO LV 13.2 79% 83% 88% 93% 98% 102% 107% 111% 115% 120% 124%

SET AT/MT

ANDAHUAYLAS TA-

01

Con respecto a la presencia del Policloruro de Bifenilo (PCB), ELSE ha señalado en su PROPUESTA FINAL que va a efectuar un tratamiento de aceite en el transformador a fin de reducir los niveles de PCB a valores permisibles, con lo cual es posible mantener el transformador hasta el próximo período regulatorio.

Por tanto, es razonable aceptar la solicitud de considerar el nuevo transformador en la SET Andahuaylas para el año 2017, sin embargo este deberá ser evaluado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021.


Se ha verificado en los formatos de inversión (F-308) la existencia de una diferencia entre la fecha de ingreso de la SET Llusco y la línea 60 kV Combapata–Llusco, sin embargo esta diferencia no afecta en nada la necesidad de la ejecución de dicha línea.

De la revisión de la información proporcionada por ELSE respecto de los avances de ejecución del sistema de transmisión Llusco, se ha constatado la



aprobación de su ejecución por parte del FONAFE, estando pendiente a la fecha los proceso de convocatoria, adjudicación y ejecución de la obra.

Independientemente de los motivos que señala ELSE referidos a los problemas de gestión ante FONAFE los cuales no representan un causal válida para la modificación del Plan de Inversiones, Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de demanda para el período 2013-2017 y ha evaluado la cargabilidad de la SET Combapata, identificando que a partir del año 2016 recién se producen sobrecargas del orden del 10%. En ese sentido, resulta razonable aceptar la solicitud de considerar la reprogramación de la ejecución de la SET Llusco para el año 2016, pero solo por motivos de demanda.


Respecto a la solicitud de reprogramar la instalación del nuevo transformador en la SET Machupicchu, aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el año 2013, debemos señalar que la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, mediante Oficio N° 914-2014-OS-GFE del 27 de enero de 2014, aceptó la reprogramación del nuevo transformador. Por tanto, el reconocimiento de esta instalación está contemplado en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica”.

Respecto a la implementación de las celdas de transformador de 138 kV, 60 kV y 10 kV, se ha verificado del análisis de corto circuito que el nivel de la corriente de cortocircuito en las barras de la SET Machupicchu no sufre cambios significativos; por esta razón el reemplazo de las mencionadas celdas no resulta necesario pues no existe incremento en la potencia de corto circuito en dichas barras que pueda poner en riesgo la operación del sistema.

Por tanto, es razonable aceptar la solicitud de ELSE de excluir la ejecución de las celdas de transformador de 138 kV, 60 kV y 10 kV en la SET Machupicchu. Por otro lado, respecto a la reprogramación del nuevo transformador, ELSE deberá efectuar el trámite correspondiente en el proceso de Liquidación respectivo.


Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Huaro y se ha procedido a evaluar la cargabilidad del transformador en dicha subestación, según el “Formato F-202”, de acuerdo a lo indicado en la NORMA TARIFAS. Como se puede apreciar del Cuadro N° 6.6 a partir del año 2020 se produce la sobrecarga del transformador en el devanado de 10 kV, razón por la cual no es necesario efectuar el cambio de transformador en dicha subestación.



Cuadro N° 6.6 NIVEL DE CARGA DE LA SET HUARO

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 33 2.20 2.33 2.46 2.60 2.74 2.86 2.98 3.10 3.22 3.34 3.46

MD (MVA) MV 22.9 0.74 0.79 0.83 0.88 0.93 0.97 1.01 1.05 1.09 1.13 1.17

MD (MVA) LV 10 1.46 1.54 1.63 1.72 1.81 1.89 1.97 2.05 2.13 2.21 2.29

POT. INST. (MVA) HV 33 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

SET AT/MT HUARO POT. INST. (MVA) MV 22.9 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00

POT. INST. (MVA) LV 10 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00

FACTOR DE USO HV 33 55% 58% 61% 65% 68% 71% 74% 77% 80% 83% 87%

FACTOR DE USO MV 22.9 37% 39% 42% 44% 46% 48% 50% 52% 54% 56% 59%

FACTOR DE USO LV 10 73% 77% 81% 86% 91% 95% 98% 102% 106% 110% 115%

Por otro lado, de la visita técnica efectuada por Osinergmin a las instalaciones de la SET Huaro, se ha verificado que la subestación no posee celdas de transformación en 10 kV, 22,9 kV y 33 kV, y que las adecuaciones efectuadas en la subestación para su operación no resultan confiables; así mismo se ha verificado que las celdas de alimentación existentes son del año 1982 y que la tecnología de dichas instalaciones (interruptores con mínimo volumen de aceite) resulta ser obsoleta y dificulta una operación confiable. En ese sentido, resulta necesario reemplazar las diversas celdas de la subestación en la oportunidad del cambio del transformador. Los elementos a reemplazar serán:

1 celda de transformador de 10 kV (tipo interior)

1 celda de medición de 10 kV (tipo interior)

1 celda de transformador de 22,9 kV (tipo interior)

1 celda de medición de 22,9 kV (tipo interior)

1 celda de línea transformador de 33 kV (tipo convencional al exterior)

3 celdas de alimentador de 10 kV (tipo interior)

1 celda de alimentador de 22,9 kV (tipo interior)

Cabe señalar que en la oportunidad que se efectúe la puesta en operación de estas instalaciones, las que están en operación actualmente serán dadas de baja.

Por tanto, no se acepta la solicitud de ELSE de incluir un nuevo transformador en la SET Huaro. Por otro lado, de acuerdo a la visita técnica, se vio la necesidad de incluir nuevas celdas en reemplazo de las celdas actuales por cuestiones de obsolescencia.


Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Oropesa y se ha procedido a evaluar la cargabilidad del transformador en dicha subestación, según el “Formato F-202”, de acuerdo a lo indicado en la NORMA TARIFAS. Como se puede apreciar del Cuadro N° 6.7, a partir del año 2015 se produce la sobrecarga del transformador, razón por la cual es necesario efectuar el cambio de transformador en dicha subestación.



Cuadro N° 6.7 NIVEL DE CARGA DE LA SET OROPESA


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

MD (MVA) HV 33 1.39 1.47 1.55 1.64 1.73 1.81 1.88 1.96 2.03 2.11 2.19

MD (MVA) MV 10 1.39 1.47 1.55 1.64 1.73 1.81 1.88 1.96 2.03 2.11 2.19

SET AT/MT

OROPESAPOT. INST. (MVA) HV 33 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50

POT. INST. (MVA) MV 10 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50

FACTOR DE USO HV 33 93% 98% 104% 109% 115% 120% 125% 130% 136% 141% 146%

FACTOR DE USO MV 10 93% 98% 104% 109% 115% 120% 125% 130% 136% 141% 146%

Cabe señalar que el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobó para la SET Oropesa la instalación de un transformador existente 33/10 kV de 2,5 MVA, el cual fue rotado desde la SET Urubamba; dicha rotación ya ha sido ejecutada. Con la instalación del transformador de 2,5 MVA los problemas de sobrecarga en la SET Oropesa han sido solucionados tal como se puede apreciar en el Cuadro N° 6.8.

Cuadro N° 6.8 NIVEL DE CARGA DE LA SET OROPESA CONSIDERANDO TRAFO DE 2,5 MVA


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

MD (MVA) HV 33 1.39 1.47 1.55 1.64 1.73 1.81 1.88 1.96 2.03 2.11 2.19

MD (MVA) MV 10 1.39 1.47 1.55 1.64 1.73 1.81 1.88 1.96 2.03 2.11 2.19

SET AT/MT

OROPESAPOT. INST. (MVA) HV 33 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50

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

FACTOR DE USO HV 33 56% 59% 62% 66% 69% 72% 75% 78% 81% 84% 88%

FACTOR DE USO MV 10 56% 59% 62% 66% 69% 72% 75% 78% 81% 84% 88%

En ese sentido y dado que en el análisis de la demanda, para el periodo 2013-2017, no se tiene previsto nuevas cargas en 22,9 kV para la SET Oropesa no se requiere la implementación de un transformador de tres devanados.

Por otro lado, de la visita técnica efectuada por Osinergmin a las instalaciones de la SET Oropesa, se ha verificado que la subestación no posee celdas de transformación en 10 kV y 33 kV, y que las adecuaciones efectuadas en la subestación para su operación no resultan confiables; así mismo se ha verificado que las celdas de alimentación existentes son del año 1982 y que la tecnología de dichas instalaciones (interruptores con mínimo volumen de aceite) resulta ser obsoleta y dificulta una operación confiable. En ese sentido, resulta necesario reemplazar las diversas celdas de la subestación en la oportunidad del cambio del transformador. Los elementos a reemplazar serán:






Por tanto, no se acepta la solicitud de ELSE de incluir un nuevo transformador de tres devanados en la SET Oropesa. Por otro lado, de acuerdo a la visita técnica, se vio la necesidad de incluir nuevas celdas en reemplazo de las celdas actuales por cuestiones de obsolescencia.




Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Pisac y se ha procedido a evaluar la cargabilidad de las celdas de alimentadores en dicha subestación y los resultados se presentan en el Cuadro N° 6.9:

Cuadro N° 6.9 UTILIZACIÓN DE LAS CELDAS DE ALIMENTADORES DE LA SET PISAC


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

MD (MVA) HV 60 4.78 5.05 5.34 5.64 5.95 6.21 6.46 6.73 6.99 7.25 7.52

MD (MVA) MV 22.9 3.49 3.69 3.90 4.12 4.34 4.53 4.72 4.91 5.10 5.30 5.49

SET AT/MT PISAC MD (MVA) LV 10 1.29 1.36 1.44 1.52 1.61 1.67 1.74 1.82 1.89 1.96 2.03

FACTOR DE USO (MW por celda)(2) 22,9 1.74 1.84 1.95 2.06 2.17 2.27 2.36 2.46 2.55 2.65 2.75

FACTOR DE USO (MW por celda)(2) 10 0.64 0.68 0.72 0.76 0.80 0.84 0.87 0.91 0.94 0.98 1.01

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 2 alimentadores en 10 kV y 2 alimentadores en 22,9 kV.

Como se puede apreciar del cuadro anterior para el periodo 2013-2017, los alimentadores de la SET Pisac en la situación actual (dos alimentadores en 10 kV y dos alimentadores en 22,9 kV) presentan un bajo factor de uso; si se incluyera nuevas celdas en la SET Pisac, el factor de uso promedio de todas las celdas disminuiría aún más, lo que resultaría en una subutilización de la capacidad de las celdas y contravendría lo dispuesto en la NORMA TARIFAS sobre el uso eficiente de las instalaciones.

En ese sentido, no se acepta la solicitud de la inclusión en el Plan de Inversiones 2013-2017 de las celdas de alimentador en MT (de 10 kV y 22, 9kV) en la SET Pisac.


Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Mazuko y se ha procedido a evaluar la cargabilidad de las celdas de alimentadores en dicha subestación y los resultados se presentan en el Cuadro N° 6.10:

Cuadro N° 6.10 UTILIZACIÓN DE LAS CELDAS DE ALIMENTADORES DE LA SET MAZUKO


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

MD (MVA) HV 138 1.74 1.84 1.95 2.05 2.17 2.26 2.35 2.45 2.54 2.64 2.74

SET MAT/MT MAZUCO MD (MVA) MV 22.9 1.74 1.84 1.95 2.05 2.17 2.26 2.35 2.45 2.54 2.64 2.74

FACTOR DE USO (MW por celda)(2)22,9 1.74 1.84 1.95 2.06 2.17 2.27 2.36 2.46 2.55 2.65 2.75

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 1 alimentadores en 22,9 kV.

Como se puede apreciar del cuadro anterior para el periodo 2013-2017, los alimentadores de la SET Mazuko en la situación actual (un alimentador en 22,9 kV) presentan un bajo factor de uso; si se incluyera una nueva celda en la SET Mazuko, el factor de uso promedio de las celdas disminuiría aún más, lo que resultaría en una subutilización de la capacidad de las celdas y contravendría lo dispuesto en la NORMA TARIFAS sobre el uso eficiente de las instalaciones.

Por otro lado, cabe señalar que ELSE no ha presentado los indicadores SAIDI y SAIFI justificando la necesidad de incluir una nueva celda de alimentador.



En ese sentido, no se acepta la solicitud de la inclusión en el Plan de Inversiones 2013-2017 de la celda de alimentador de 22,9 kV en la SET Mazuko.


Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Puerto Maldonado y se ha procedido a evaluar la cargabilidad del transformador en dicha subestación, según el “Formato F-202”, de acuerdo a lo indicado en la NORMA TARIFAS. Como se puede apreciar del Cuadro N° 6.11, a partir del año 2019 se produce la sobrecarga del transformador, razón por la cual no es necesario efectuar el cambio de transformador existente en dicha subestación. Su necesidad será evaluada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021.

Cuadro N° 6.11 NIVEL DE CARGA DE LA SET PUERTO MALDONADO


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

MD (MVA) HV 138 11.54 12.21 12.90 13.63 14.37 14.99 15.62 16.25 16.88 17.52 18.17

MD (MVA) MV 22.9 1.32 1.39 1.47 1.56 1.64 1.71 1.78 1.86 1.93 2.00 2.07

MD (MVA) LV 10 10.43 11.03 11.66 12.32 12.99 13.55 14.11 14.68 15.26 15.83 16.42

POT. INST. (MVA) HV 138 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00

SET MAT/MT PUERTO

MALDONADOPOT. INST. (MVA) MV 22.9 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

POT. INST. (MVA) LV 10 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00

FACTOR DE USO HV 138 72% 76% 81% 85% 90% 94% 98% 102% 106% 110% 114%

FACTOR DE USO MV 22.9 26% 28% 29% 31% 33% 34% 36% 37% 39% 40% 41%

FACTOR DE USO LV 10 75% 79% 83% 88% 93% 97% 101% 105% 109% 113% 117%

Asimismo, Osinergmin ha procedido a evaluar la cargabilidad de las celdas de alimentadores en la SET Puerto Maldonado y los resultados se presentan en el Cuadro N° 6.12:

Cuadro N° 6.12 UTILIZACIÓN DE LAS CELDAS DE ALIMENTADORES DE LA SET PUERTO MALDONADO


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

MD (MVA) HV 138 11.54 12.21 12.90 13.63 14.37 14.99 15.62 16.25 16.88 17.52 18.17

MD (MVA) MV 22.9 1.32 1.39 1.47 1.56 1.64 1.71 1.78 1.86 1.93 2.00 2.07

MD (MVA) LV 10 10.43 11.03 11.66 12.32 12.99 13.55 14.11 14.68 15.26 15.83 16.42

FACTOR DE USO (MW por celda)(2) 22,9 0.66 0.70 0.74 0.78 0.82 0.86 0.89 0.93 0.96 1.00 1.04



SET MAT/MT PUERTO

MALDONADO

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 2 alimentadores en 22,9 kV y 3 alimentadores en 10 kV. (3) Factor de uso considerando 4 alimentadores en 10 kV a partir del 2015

Como se puede apreciar del cuadro anterior para el periodo 2013-2017, los alimentadores en 22,9 kV de la SET Puerto Maldonado en la situación actual (dos alimentadores en 22,9 kV) presentan un bajo factor de uso, y los alimentadores en 10 kV (tres alimentadores) presentan un alto factor de uso; la inclusión de un nuevo alimentador en 10 kV a partir del 2015 produciría una redistribución de la carga de los alimentadores y se mejoraría el factor de uso promedio de todas las celdas de 10 kV. Por otro lado, de acuerdo al análisis efectuado por ELSE, con la inclusión de un nuevo alimentador se mejoraría los indicadores SAIDI y SAIFI de la zona de distribución asignada a ELSE.



Respecto a la celda de interconexión con la central de reserva fría, esta instalación no podrá ser reconocida dentro de los peajes secundarios y complementarios puesto que es una instalación asociada a la generación y no a la atención de la demanda.

En ese sentido, se acepta solamente la solicitud de excluir del Plan de Inversiones 2013-2017 el transformador de 35 MVA para la SET Puerto Maldonado, y también el pedido de reprogramar la celda de alimentador en 10 kV para el año 2015.


Respecto a la solicitud de incluir dentro del Plan de Inversiones 2013-2017 la SET Santa Teresa como parte de las instalaciones de ELSE, debemos señalar que la empresa no ha cumplido con presentar el análisis técnico económico que demuestre que la SET Santa Teresa es la alternativa de mínimo costo.

Por otro lado, debemos indicar que actualmente la localidad de Santa Teresa es atendida en 22,9 kV desde el alimentador N° 1 de la SET Santa María. El Cuadro N° 6.13 muestra el nivel de carga de dicha subestación y se puede apreciar que, durante el periodo 2013-2023 no se presentan problemas de sobrecarga, donde el nivel de utilización al final del periodo recién alcanza el 50%.

Cuadro N° 6.13

NIVEL DE CARGA DE LA SET SANTA MARÍA


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

MD (MVA) HV 60 1.26 1.33 1.41 1.49 1.57 1.64 1.70 1.77 1.84 1.91 1.98

MD (MVA) MV 22,9 1.26 1.33 1.41 1.49 1.57 1.64 1.70 1.77 1.84 1.91 1.98

POT. INST. (MVA) HV 60 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

SET AT/MT SANTA

MARIAPOT. INST. (MVA) MV 22,9 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

FACTOR DE USO HV 60 32% 33% 35% 37% 39% 41% 43% 44% 46% 48% 50%

FACTOR DE USO MV 22,9 32% 33% 35% 37% 39% 41% 43% 44% 46% 48% 50%

En ese sentido, dado que ELSE no ha demostrado que la SET Santa Teresa es la alternativa de mínimo costo y la SET Santa María tiene la capacidad necesaria para atender nuevos requerimientos de demanda de la zona, no se acepta el pedido de incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 el transformador de la SET Santa Teresa y sus respectivas celdas en 60 kV y 10 kV.


Osinergmin ha actualizado la proyección de la demanda en la SET Sicuani y ha procedido a evaluar la cargabilidad del transformador en dicha subestación, según el “Formato F-202”, de acuerdo a lo indicado en la NORMA TARIFAS. Como se puede apreciar del Cuadro N° 6.14, a partir del año 2018 se produce la sobrecarga del transformador, razón por la cual no es necesario efectuar el cambio de transformador existente en dicha subestación. Su necesidad será evaluada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021.



Cuadro N° 6.14 NIVEL DE CARGA DE LA SET SICUANI


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

MD (MVA) HV 33 5.52 5.83 6.17 6.51 6.87 7.17 7.46 7.76 8.07 8.37 8.68

MD (MVA) MV 10 5.52 5.83 6.17 6.51 6.87 7.17 7.46 7.76 8.07 8.37 8.68

SET AT/MT SICUANI POT. INST. (MVA) HV 33 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00

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

FACTOR DE USO HV 33 79% 83% 88% 93% 98% 102% 107% 111% 115% 120% 124%

FACTOR DE USO MV 10 79% 83% 88% 93% 98% 102% 107% 111% 115% 120% 124%

Por las razones descritas, no se acepta el pedido de incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 un nuevo transformador de 15 MVA en la SET Sicuani ni el cambio de las celdas de alimentador y celdas de transformación.


De la visita técnica efectuada por Osinergmin a las instalaciones de la SET Urpipata, se ha verificado que la subestación no posee celda de transformación en 22,9 kV y que la celda de transformación en 10 kV presenta serias deficiencias por obsolescencia. Adicionalmente cabe señalar que las adecuaciones efectuadas en la subestación para su operación no resultan confiables; así mismo se ha verificado que las celdas de alimentación existentes son del año 1982 y que la tecnología de dichas instalaciones (interruptores con mínimo volumen de aceite) resulta ser obsoleta y dificulta una operación confiable. En ese sentido, resulta necesario reemplazar las diversas celdas de la subestación. Los elementos a reemplazar serán:



1 celda de transformador de 22,9 kV (tipo exterior)

1 celda de medición de 22,9 kV (tipo exterior)



2 celdas de alimentador de 22,9 kV (tipo exterior)


Por tanto, se acepta la solicitud de ELSE de incluir el cambio de las celdas en la SET Urpipata para el año 2016; adicionalmente en dicha oportunidad se deberá dar de baja las instalaciones reemplazadas.


De acuerdo al análisis efectuado por Osinergmin en el Informe Técnico N° 283-2012-GART que sustentó la Resolución que aprobó el Plan de Inversiones 2013-2017, se indicó que la reactivación de la SET Paucartambo estaba asociada a la migración de la demanda de la zona de 22,9 kV a 60 kV; por otro lado, de acuerdo al análisis efectuado en dicho informe la reactivación de la SET Paucartambo está prevista para el año 2015, y junto



con la reactivación de la SET se debe considerar la implementación de una celda de alimentador en 23 kV.

En ese sentido, dado que la reactivación de la SET Paucartambo está asociada a los avances de ampliación de redes que viene ejecutando el Gobierno Regional, se acepta el pedido de ELSE de mantener la implementación de la celda en MT en la SET Paucartambo para el año 2015.


Respecto a la solicitud de ELSE de incluir dos celdas de MT en la SET Dolorespata, se debe señalar que Osinergmin ha evaluado la información de la carta N° G-214-2014, del 22 de abril de 2014, en la que EGEMSA comunicó a ELSE que estaba en proceso de la compra de un transformador de potencia de 30 MVA y un banco de capacitores de 3x3,75 MVAR con sus respectivas celdas como parte del Plan de Inversiones 2013-2017.

Al respecto, EGEMSA indica que los transformadores de corriente con relación 150-300/5-5 de las celdas de alimentador D5 y D6, han sido cambiados por transformadores de corriente con relación de 300-600/5-5 Amperios, y tiene previsto el reemplazo de los otros 7 transformadores de corriente de las celdas restantes, con lo que se podrá atender los requerimientos de ELSE.

En ese sentido, la evaluación de la necesidad de nuevos alimentadores en la SET Dolorespata deberá efectuarse en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021, teniendo en consideración la nueva configuración de la subestación con la inclusión del nuevo transformador de 30 MVA y el sistema de compensación reactiva capacitiva.

Por las razones señaladas en los párrafos precedentes, no se acepta la solicitud de incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 dos nuevas celdas en 10,5 kV en la SET Dolorespata.

6.4 Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017

Como resultado del análisis realizado por Osinergmin, en los siguientes cuadros se detallan, en lo que corresponde al Área de Demanda 10, las instalaciones que en consecuencia se agregan, mantienen o retiran del Plan de Inversiones 2013-2017.

Instalaciones que se agregarían al Plan de Inversiones 2013-2017

Con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.3.4, 6.3.5 y 6.3.11 del presente informe, se encuentra procedente incorporar en el Plan de Inversiones 2013-2017 las instalaciones que se muestran en el Cuadro N° 6.15:



Cuadro N° 6.15 INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 – ÁREA

DE DEMANDA 10

Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Programado

para

ELSE Celda Línea-Transformador SET AT/MT HUARO CE-033SIR3C1ESBLT2 2016

ELSE Celda de Transformador SET AT/MT HUARO CE-010SIU3MCISBTR1 2016

ELSE Celda de Medición SET AT/MT HUARO CE-010SIU3MCISBMD1 2016

ELSE Celda de Transformador SET AT/MT HUARO CE-023SIU3MCISBTR1 2016

ELSE Celda de Medición SET AT/MT HUARO CE-023SIU3MCISBMD1 2016

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT HUARO CE-023SIU3MCISBAL1 2016




ELSE Celda Línea-Transformador SET AT/MT OROPEZA CE-033SIR3C1ESBLT2 2016

ELSE Celda de Transformador SET AT/MT OROPEZA CE-010SIU3MCISBTR1 2016

ELSE Celda de Medición SET AT/MT OROPEZA CE-010SIU3MCISBMD1 2016

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT OROPEZA CE-010SIU3MCISBAL1 2016



ELSE Celda Línea-Transformador SET AT/MT URPIPATA CE-060SIU3C1ESBLT2 2016

ELSE Celda de Transformador SET AT/MT URPIPATA CE-023SIR3C1ESBTR1 2016

ELSE Celda de Medición SET AT/MT URPIPATA CE-023SIR3C1ESBMD1 2016

ELSE Celda de Transformador SET AT/MT URPIPATA CE-010SIU3MCISBTR1 2016

ELSE Celda de Medición SET AT/MT URPIPATA CE-010SIU3MCISBMD1 2016

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT URPIPATA CE-023SIR3C1ESBAL1 2016

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT URPIPATA CE-023SIR3C1ESBAL1 2016

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT URPIPATA CE-010SIU3MCISBAL1 2016




Elementos Reprogramados

Con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.3.2 y 6.3.8 del presente informe, se encuentra procedente reprogramar los siguientes elementos:

Cuadro N° 6.16 ELEMENTOS REPROGRAMADOS


Estándar Reprogramado

para

ELSE Celda de Alimentador SET MAT/AT PUERTO MALDONADO CE-010SER1C1ESBAL1 2015

ELSE Celda de Línea - Transformador SET AT/MT LLUSCO CE-060SIR3C1ESBLT2 2016

ELSE Celda de Transformador SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBTR1 2016




Estándar Reprogramado

para

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBAL1 2016

ELSE Celda de Alimentador SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBAL1 2016

ELSE Celda de medición SET AT/MT LLUSCO CE-023SIR3C1ESBMD1 2016

ELSE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Llusco SET AT/MT LLUSCO TP-060023010-009SI3E 2016

ELSE Lne csl_Combapata-Llusco Lne csl_Combapata-Llusco LT-060SIR1TAS1C1120A 2016

Elementos Excluidos

Con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.3.3 y 6.3.8 del presente informe, se encuentra procedente excluir los siguientes elementos:

Cuadro N° 6.17

ELEMENTOS EXCLUIDOS


Estándar Año

ELSE Transformador de Potencia-Tr3 csl_Puerto Maldonado SET MAT/AT PUERTO MALDONADO TP-138023010-035SE1E 2014

ELSE Celda de Transformador SET MAT/AT MACHUPICCHU CE-138SIR3C1ESBTR3 2013



Elementos de Baja

Con base en el análisis desarrollado en la sección 6.3.4, 6.3.5 y 6.3.11 del presente informe se encuentra procedente asignar los siguientes elementos de baja:

Cuadro N° 6.18 ELEMENTOS A EXCLUIR DEL CUADRO DE BAJAS

Año Titular Nombre Elemento Módulo Instalación

2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Transformador en SE HUARO CE-033SIR2C1ESBTR SET AT/MT HUARO

2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Alimentador en SE HUARO (HU04) CE-023SIR2C1ESBAL SET AT/MT HUARO

2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Transformador en SE HUARO CE-010SIR2C1ESBTR SET AT/MT HUARO




2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Transformador en SE OROPEZA CE-033SIR2C1ESBTR SET AT/MT OROPEZA

2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Transformador en SE OROPEZA CE-010SIR2C1ESBTR SET AT/MT OROPEZA

2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Alimentador en SE OROPEZA (OR01) CE-010SIR2C1ESBAL SET AT/MT OROPEZA



2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Línea - Transformador a SE Machupicchu CE-060SIR3C1ESBLT AET AT/MT URPIPATA

2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Alimentador en SE URPIPATA (UP04) CE-023SIR2C1ESBAL AET AT/MT URPIPATA




2016 ELECTRO SUR ESTE Celda Transformador en SE URPIPATA CE-010SIR3C1ESBTR AET AT/MT URPIPATA





7. Conclusiones y Recomendaciones

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

a) ELSE como parte de su PROPUESTA motiva su solicitud, indicando que la causal para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 10 se debe a observaciones de forma y de fondo al Informe Técnico N° 283-2012-GART que sustenta la aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 10, causal asociada a la cuarta razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

b) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, en la SET Andahuaylas se producen sobrecargas a partir del año 2017, por tanto resulta conveniente considerar un nuevo transformador para el año 2017, sin embargo esto deberá ser analizado en el proceso de aprobación de Plan de Inversiones 2017-2021.

c) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, se producen sobrecargas en la SET Combapata a partir del año 2016, por tanto resulta conveniente considerar su implementación de la SET Llusco con la línea conexa recién para el año 2016.

d) Respecto a la postergación de la implementación de un nuevo transformador en la SET Machupicchu, se debe señalar que la Gerencia de Fiscalización Eléctrica ha aceptado el pedido de postergación solicitado por ELSE; en ese sentido el reconocimiento de dicha instalación deberá efectuarse en el procedimiento de liquidación respectivo.

e) Respecto a la solicitud de excluir las celdas de transformación en la SET Machupicchu, Osinergmin ha verificado, del análisis de corto circuito, que la inclusión del nuevo transformador no origina cambios significativos en la corriente de corto circuito; en ese sentido resulta conveniente aceptar la solicitud de exclusión de las celdas de transformación en 138 kV, 60 kV y 10 kV en la SET Machupicchu.



f) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existe una variación en la demanda de la SET Huaro lo que origina una sobrecarga del 3% en el devanado de 10 kV el año 2020; en ese sentido, resulta no conveniente aceptar la solicitud de adelantar la instalación de un nuevo transformador en dicha subestación.

g) De la evaluación en campo, se ha verificado que las instalaciones de la SET Huaro (celdas) no presentan las condiciones adecuadas para una operación confiable debido a obsolescencia y antigüedad de estas; en ese sentido se debe incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio de las celdas de la SET Huaro para el año 2016.

h) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, con la instalación del transformador de 2,5 MVA, previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, la SET Oropesa no presenta problemas de sobrecarga; adicionalmente del análisis de la demanda no se ha identificado nuevos requerimientos de demanda en el nivel de 22,9 kV; en ese sentido no se acepta el pedido de ELSE de incluir un transformador de tres devanados en la SET Oropesa.

i) De la evaluación en campo, se ha verificado que las instalaciones de la SET Oropesa (celdas) no presentan las condiciones adecuadas para una operación confiable debido a obsolescencia y antigüedad de estas; en ese sentido se debe incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio de las celdas de la SET Oropesa para el año 2016.

j) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existen cuatro celdas de alimentador en la SET Pisac (2 celdas en 22,9 kV y 2 celdas en 10 kV) y al año 2013 dichas celdas se encuentran con un bajo factor de uso produciéndose una subutilización de dichas instalaciones; en ese sentido no se acepta el pedido de inclusión de dos celdas de alimentador en la SET Pisac.

k) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existe una celda de alimentador en la SET Mazuko y al año 2013 dicha celda se encuentra con un bajo factor de uso produciéndose una subutilización de dicha instalación, en ese sentido no se acepta el pedido de inclusión de una celda de alimentador en la SET Mazuko.

l) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existe una disminución en la demanda de la SET Puerto Maldonado y el transformador sólo presentaría sobrecargas a partir del año 2019; en ese sentido, resulta conveniente postergar la instalación del nuevo transformador para después del periodo 2013-2017.

m) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existen tres celdas de alimentador de 10 kV en la SET Puerto Maldonado y al año 2013 dichas celdas se encuentran con un alto factor de uso, el cual se incrementaría más hacia el año 2017. A fin de mejorar el factor de uso de las celdas de alimentadores, resulta conveniente reprogramar la instalación de una celda de alimentador de 10 kV en la SET Puerto Maldonado considerada para el año 2015.

n) De acuerdo a la evaluación efectuada por Osinergmin, ELSE no ha sustentado, de acuerdo a lo señalado por la NORMA TARIFAS, que la nueva SET Santa Teresa sea la alternativa de mínimo costo; en ese



sentido no se acepta el pedido de incluir la SET Santa Teresa (transformador y celdas) en el Plan de Inversiones 2013-207.

o) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, el transformador de la SET Sicuani presentaría sobrecarga recién el año 2018 (2% de sobrecarga); en ese sentido no se acepta el pedido de ELSE de incluir un transformador en la SET Sicuani el año 2017, por lo que la evaluación de la necesidad de transformación en dicha subestación será en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021.

p) De la evaluación en campo, se ha verificado que las instalaciones de la SET Urpipata (celdas) no presentan las condiciones adecuadas para una operación confiable debido a obsolescencia y antigüedad de estas; en ese sentido se debe incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 el cambio de las celdas de la SET Urpipata para el año 2016.

q) De acuerdo a la evaluación de Osinergmin, la celda en 23 kV de la SET Paucartambo aprobada para el año 2015 está asociada a las ampliaciones de la red eléctrica que viene ejecutando el Gobierno Regional; en ese sentido se acepta la solicitud de mantener la celda de 23 kV de la SET Paucartambo para el año 2015.

r) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existen nueve celdas de alimentador en la SET Dolorespata. Al respecto, la empresa EGEMSA ha señalado que ha efectuado un repotenciamiento en los transformadores de corriente de dos celdas de alimentador y tienen previsto repotenciar los transformadores de corriente de las otras 7 celdas con lo cual se podrá atender los requerimientos de ELSE, por tanto la necesidad de nuevas celdas debe ser evaluada en el proceso de aprobación de Plan de Inversiones 2017-2021; en ese sentido, no se acepta el pedido de incluir dos celdas de alimentadores en la SET Dolorespata para el 2016.

s) Se recomienda la emisión de una resolución que declare procedente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 10, según lo desarrollado en la sección 6.4 del presente informe.

[jmendoza]

/vhp



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de Respuestas a las Observaciones formuladas al ESTUDIO

Anexo B Diagrama Unifilar del 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 Respuestas a las Observaciones

formuladas al ESTUDIO



Análisis de las Respuestas de ELECTRO SUR ESTE S.A.A. a las Observaciones formuladas al ESTUDIO

1.1. Se requiere que se presente los archivos que muestren, de manera detallada y con las fórmulas y los vínculos correctos, los cálculos seguidos para realizar la proyección de demanda por barra, así como de cada subestación AT/MT.

Respuesta

En atención a lo observado, se ha procedido a elaborar los formatos de demanda (F-100), los mismos que se incluyen en la hoja de cálculo “ProyecciónDemandaELSE.xlsx”, el cual forma parte del ESTUDIO.

Análisis

Se verifica la presentación de la información indicada, la cual no se ciñe estrictamente a lo establecido en la Norma Tarifas.

Conclusión

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

1.2. La data histórica de demanda debe ser actualizada a diciembre 2013, siendo éste el año representativo. En ese sentido, debe presentarse los registros de cada 15 minutos correspondiente a cada devanado de transformadores de cada SET perteneciente al Área de Demanda 10, según lo establecido en el numeral 8.1.1 del Norma Tarifas.

Respuesta

Respecto de lo observado, debemos mencionar que la data histórica de ventas de energía se ha actualizado hasta el mes de diciembre del 2013, para lo cual se ha tomado en cuenta la información correspondiente a los reportes de las bases de datos del SICOM, FOSE y de la GFE.

En cuanto a los registros cada 15 minutos correspondiente a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda 10, debemos mencionar que teniendo en cuenta que las modificaciones solicitadas no dependen necesariamente de este tema, se ha considerado innecesario volverlos a presentar por cada SET del área de demanda 10.

Así mismo, los factores de carga, contribución a la punta y simultaneidad que se calculan a partir de los registros cada 15 minutos aprobados en el estudio del Plan de Inversiones 2013-2017, presentan variaciones no significativas en la actualidad por lo que se ha considerado en esta etapa de absolución de observaciones, los mismos factores aprobados en dicho plan para el 2013 - 2017.

Análisis

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



Conclusión


1.3. En referencia a la incorporación de cargas nuevas dentro de la proyección de la demanda del Área de Demanda 10, ELSE deberá presentar documentación actualizada que sustente la magnitud de la demanda y su cronograma de incorporación en cada sistema eléctrico, según lo señalado en el Artículo 6.2.8 de la Norma Tarifas.

Respuesta

En atención a lo observado, debemos mencionar que en el presente ESTUDIO no se está incluyendo nuevas cargas o demandas en bloque.

Análisis

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

Conclusión

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

1.4. No se ha incluido dentro de la proyección de demanda a todos los Usuarios Libres del Área de Demanda 10. Se requiere que se presente la información de dichos clientes conforme a lo establecido en la Norma Tarifas.

Respuesta

En el presente ESTUDIO se ha actualizado la lista de clientes libres existentes al año 2013 ubicadas dentro del área de demanda 10, para ello se tomó en cuenta la información reportada en la Base de Datos del SICLI.

Análisis


Conclusión


1.5. No se sustenta a cabalidad la demanda adicional de 10,4 MW en la SET Abancay (para alimentar a la Minera Anubia el año 2015). Se requiere la presentación de la solicitud de factibilidad de este suministro.

Respuesta

En atención a lo observado, debemos mencionar que en el presente ESTUDIO solamente se ha considerado los registros de máxima demanda tomados de la base de datos reportados en el SICLI para el año 2013.



0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

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23/1

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02/1

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22/1

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12/1

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22/1

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01/0

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11/0

1/20

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0:00

21/0

1/20

14 0

0:00

MINA ANABI

Análisis


Conclusión


1.6. Se observa que la nueva tasa anual promedio de crecimiento de las ventas de energía del Área de Demanda 10 es del orden de 7,13% (formato F-108) muy superior al promedio histórico (6,3 %). Se requiere que se presente el sustento explícito de esta tasa de crecimiento la cual resulta muy optimista.

Respuesta

En el presente ESTUDIO se ha elaborado nuevos modelos de ajuste siguiendo los criterios establecidos en la Norma Tarifas, razón por la cual, se ha procedido a reajustar la tasa de crecimiento de corto y largo plazo. En este sentido, la tasa promedio de crecimiento para el mercado regulado, tiene como resultado el valor de 5.5%, siendo este porcentaje conservador, lo cual se puede evidenciar en el formato de demanda F-108.

Análisis


Conclusión


1.7. Se aprecia que los formatos F-101, F-102 y F-103 entregados por ELSE, han sido elaborados en base a información del año 2010, por lo que corresponde en esta etapa de revisión, actualizar los datos de demanda con los registros de cada 15 minutos provenientes de las subestaciones AT/MT pertenecientes al Área de Demanda 10 del año 2013.

Respuesta



En cuanto a los registros cada 15 minutos correspondiente a cada devanado de los transformadores de cada SET del Área de Demanda 10, teniendo en cuenta que las modificaciones solicitadas no dependen necesariamente de este tema, se ha considerado innecesario volverlos a presentar y mucho menos para toda el área de demanda.

No obstante se ha verificado las máximas demandas de cada subestación AT/MT con los información reportada a la GFE en cumplimiento de Procedimiento N°091, el cual corresponde al año 2013.

Asimismo se ha actualizado las ventas de energía por devanado secundario de transformadores utilizando la misma información reportada en la Bases de Datos del SICOM y FOSE.

Análisis

El análisis de la respuesta a la observación 1.2 es válido para la presente observación.

Conclusión


1.8. Las ventas de energía (MWh) y el número de clientes utilizados en la serie histórica no concuerdan con lo registrado en la información comercial (SICOM) que ha sido reportada a Osinergmin. Se requiere la revisión de estos cuadros y, de ser el caso, corregirlos.

Respuesta

En atención a lo observado, se ha procedido a revisar y corregir la información histórica en donde corresponda, verificando que la información reportada en los formatos de demanda F-100, coincida con la información reportada en el SICOM.

Análisis

Se ha verificado que la información de ventas de energía y número de clientes corresponde a lo publicado en el SICOM.

Conclusión


1.9. Para la proyección de demanda, ELSE estimó dos únicos modelos de largo plazo donde se incluyen las variables independientes: cantidad de clientes, precio medio, Población y PBI Regional. Al respecto, se observa que en el caso del “modelo logarítmico”, se ha omitido la variable de clientes. No se encuentra justificado el motivo de esta exclusión, no obstante de tratarse de una variable relevante para la proyección. Se requiere que la empresa sustente con cálculos e indicadores la exclusión de la variable señalada. Asimismo se solicita a ELSE incluir la mayor cantidad de modelos de regresión con todas las posibles combinaciones de variables explicativas.



Respuesta

En atención a lo observado, debemos mencionar que en esta etapa de absolución de observaciones al PI 2013 – 2017, se ha revisado el pronóstico de demanda, para lo cual se está incluyendo la variable “clientes”. En este sentido, el crecimiento de demanda presentado para los Usuarios Regulados resulta del modelo econométrico VENTAS = f(PBI, CLIENTES) para los cuatro años de proyección.

Así mismo, debemos mencionar que el horizonte de proyección al año 2043 se estimó promediando los resultados de los modelos de tendencia de ajuste potencial.

En las imágenes siguientes se muestran a manera de ejemplo, los resultados obtenidos para el modelo econométrico VENTAS.

Dependent Variable: D(VTAS,1)

Method: Least Squares

Sample (adjusted): 1998 2013

Included observations: 16 after adjustments

Convergence achieved after 55 iterations

MA Backcast: 1997

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C -4868.102 2854.715 -1.705285 0.1162

D(PBIA10_P,1) 22.48181 7.185943 3.128581 0.0096

D(CLIE_P,1) 1.274256 0.148088 8.604706 0

AR(1) 0.558237 0.222913 2.504277 0.0293

MA(1) -0.94474 0.182307 -5.182152 0.0003

R-squared 0.936769 Mean dependent var 18428.08

Adjusted R-squared 0.913775 S.D. dependent var 13574.71

S.E. of regression 3986.08 Akaike info criterion 19.66931

Sum squared resid 1.75E+08 Schwarz criterion 19.91074

Log likelihood -1.52E+02 Hannan-Quinn criter. 19.68167

F-statistic 40.74111 Durbin-Watson stat 1.788373

Prob(F-statistic) 0.000002

Inverted AR Roots 0.56

Inverted MA Roots 0.94



Dependent Variable: VTAS

Method: Least Squares

Sample: 1996 2013

Included observations: 18

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 126972.4 11179.87 11.35724 0

@TREND 1̂.21 9221.415 657.2569 14.03015 0

R-squared 0.924828 Mean dependent var 256391

Adjusted R-squared 0.92013 S.D. dependent var 94828.19

S.E. of regression 26799.7 Akaike info criterion 23.33461

Sum squared resid 1.15E+10 Schwarz criterion 23.43354

Log likelihood -208.0115 Hannan-Quinn criter. 23.34825

F-statistic 196.8452 Durbin-Watson stat 0.180336

Prob(F-statistic) 0

No obstante, debemos señalar que en los formularios F100, el cual forma parte del ESTUDIO, en particular en los formatos F-106 y F- 107, se indica en forma resumida los modelos aceptados y rechazados.

Análisis

Dentro de la información presentada por ELSE como parte de sus respuestas a las observaciones, se encuentran las evaluaciones econométricas requeridas, y en donde se comprueba, en cada caso, la conveniencia de seleccionar o rechazar distintos modelos mediante el uso de las pruebas estadísticas de rigor.

Conclusión


1.10. En el ESTUDIO se propone un crecimiento tendencial de las variables explicativas PBI global, Población, Precio Medio y Clientes; sin embargo, no se encuentra debidamente sustentado en los documentos presentados ni en archivos de cálculo, donde las tasas de proyección de las variables explicativas se encuentran pegadas como “valores”. Se requiere presentar las tasas de proyección calculadas y los modelos que las generan.

Respuesta

En atención a lo observado, debemos mencionar que en la revisión del pronóstico de demanda presentada en la propuesta de modificación del PI 2013 – 2017, en esta etapa de absolución de observaciones se ha procedido a adicionar los modelos indicados por Osinergmin para cada una de las variables explicativas, lo cual se puede evidenciar en el archivo “ProyecciónDemandaELSE.xlsx”, el cual forma parte de ESTUDIO.

Análisis




Conclusión


1.11. Se recomienda que, para la formación de modelos econométricos, cuyo enfoque más usual es una ecuación de regresión estimada con datos agregados en la que las ventas dependen de las variables relacionadas con el entorno socioeconómico (PBI y PRECIO) y demográfico (Número de Clientes y Población), se debe pasar por pruebas de rigor para considerarlo un buen modelo: Autocorrelación, Heterocedasticidad y Normalidad de Residuos, según se especifica en el numeral 8.1.2.a de la Norma Tarifas, las mismas que no han sido desarrolladas por ELSE.

Respuesta

En atención a lo observado, se ha procedido a elaborar las pruebas de rigor indicadas por Osinergmin, las cuales se presentan en el archivo “ProyecciónDemandaELSE.xlsx”, el cual forma parte del ESTUDIO.

Análisis


Conclusión


1.12. Al no estar con vinculaciones la información presentada en el formato F-109, no se ha podido verificar los porcentajes de pérdidas aplicados. Se requiere presentar el cálculo mediante el cual se obtienen los valores reportados en dicho formatos. Asimismo, se solicita que ELSE complete este formato con valores hasta el año 20 de la proyección, tal como establece la Norma Tarifas.

Respuesta

En atención a lo observado, se ha procedido a revisar y corregir dicho porcentaje de pérdidas acumuladas en el nivel de MT utilizando la información del SICOM para el año 2013, resultando un factor de expansión de pérdidas ponderado de 1,102. Así mismo, se ha cumplido con completar el formato F-109 hasta el año 30 de la proyección, el cual se puede evidenciar en el archivo “ProyecciónDemandaELSE.xlsx”, que forma parte del ESTUDIO.

Análisis


Conclusión


1.13. No se ha reportado la totalidad de Clientes Libres (formato F-113) pertenecientes al Área de Demanda 10. En el Cuadro N° 1 se señala la lista de clientes libres omitidos.



Al respecto, se requiere incluir a dichos clientes en la proyección de la demanda presentada por ELSE.

Cuadro N° 1: Lista de Cliente Libres Omitidos

Usuario Ventas 2013

GRAÑA Y MONTERO -HIDROELECTRICA-MACHUPICHU

2 111

LUZ DEL SUR - CH SANTA TERESA (10 kV)

2 191

LUZ DEL SUR - CH SANTA TERESA (60 kV)

6 488

XSTRATA TINTAYA (ANTAPACCAY)

605 603

Fuente: Base de Datos del SICLI del año 2013.

Por otro lado, ELSE ha presentado información del usuario “COMPAÑÍA MINERA ARES (ISCAHUANCA Y AMPLIACIÓN)”, que no se encuentra en la Base de Datos del SICLI, para los años 2013 y 2014, sin embargo luego los retira a partir del año 2015. Se solicita que ELSE justifique el porqué de su inclusión dentro de los formatos de proyección de demanda.

Asimismo, se requiere que ELSE complete la información del formato F-113, referido a la Demanda Máxima Coincidente con la SET (MW) y el FPHMS [U].

Finalmente, se ha verificado que el punto de conexión del cliente libre XSTRATA TINTAYA (LAS BAMBAS), según el contrato de suministro el punto de entrega es la barra “Chuquibambilla” en 22,9 kV, pero en el formato F-114 ELSE lo ha ubicado en la barra “Abancay” en 13,2 kV. Al respecto se solicita a ELSE revisar los puntos de entrega de los clientes libres y efectuar las correcciones en donde corresponda.

Respuesta

En atención a lo observado, se ha procedido a incluir en el modelo de proyección de la demanda y en los formularios F-100, a los Usuarios Libres señalados por Osinergmin en el Cuadro N°1 de la observación.

Para el caso de la MINERA ARES se ha procedido a retirar de la base de datos del SICLI, porque este cliente desde junio de 2014 es abastecido por otro suministrador en la SE Cotaruse 220 kV.

Finalmente, en donde corresponde según lo observado por Osinergmin, se ha revisado y corregido los formatos F-113, el cual incluye la información base de los usuarios libres.

Análisis


Conclusión




1.14. En el ESTUDIO, ELSE menciona que ha evaluado el nivel de cargabilidad de los transformadores de dos y tres devanados pertenecientes al Área de Demanda 10, presentando como resultado la sobrecarga de los mismos durante los años 2014 al 2017. Sin embargo, ELSE ha presentado el formato F-202 sin consignar datos, razón por la cual no es posible verificar dichos niveles de sobrecarga. Además, al no haber presentado los archivos de flujo de potencia correspondientes a la solicitud de modificación del PI 2013-2017, tampoco es posible verificar la información de sobrecarga a través de estos archivos. Al respecto, ELSE debe presentar el formato F-202, el cual permitirá identificar las subestaciones existentes cuya demanda supera la capacidad de diseño.

Respuesta

En atención a lo observado, en el presente ESTUDIO se incluye el formato F-202, con los datos que corresponden al nivel de cargabilidad de las instalaciones de transmisión de ELSE. Así mismo, se debe mencionar que sí se presentó el archivo del DigSilent que contiene los flujos de potencia para el periodo analizado, tal como se puede evidenciar en la imagen siguiente que muestra las carpetas que formaron parte de la información magnética presentada, el cual contiene el archivo con extensión pfd.

Análisis

Debemos señalar que el análisis de la cargabilidad de los transformadores se efectúa mediante el uso del Formato F-202 y no del análisis de flujo de potencia.

Por otro lado, se ha revisado la información presentada por ELSE, y en esta oportunidad se ha incluido el Formato F-202, sin embargo las capacidades de los trasformadores en algunos casos no corresponde a la situación actual además no se ha hecho el análisis de cargabilidad por cada devanado del transformador.

Conclusión

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

1.15. En el ESTUDIO, ELSE señala que durante el proceso de aprobación del PI 2013-2017, Osinergmin identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Andahuaylas por otro transformador de 25 MVA, para el año 2015; sin embargo, Osinergmin no consideró dicho transformador como parte de los Elementos aprobados en el PI 2013-2017.

Asimismo, ELSE señala que con los resultados de la nueva proyección de demanda, presentados como parte del ESTUDIO, ha evaluado el nivel de cargabilidad del transformador existente, identificando que éste presentará sobrecarga a partir del año 2015. Al respecto, se requiere que ELSE presente los niveles de sobrecarga del transformador utilizando la capacidad ONAF (16,6 MVA) a fin de verificar si dicho transformador puede operar sin problemas de sobrecarga hasta el año 2016, tal como lo menciona la solicitante.

Respuesta

Respecto de la observación de OSINERGMIN referido a que el regulador identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Andahuaylas para el año 2015, es cierto y demostrable. En efecto en la página 64 del informe técnico de OSINERGMIN



Nº 0283-2012-GART, el regulador mostró el siguiente diagrama de flujo para la alternativ seleccionada:

Al respecto, en la página 68 del citado informe técnico, OSINERGMIN no incluyó inversión alguna para la SET Andahuaylas, tal como se evidencia en el cuadro E1 siguiente:



Debido a que OSINERGMIN no dispuso la inversión para la SET Andahuaylas a pesar de haber identificado la necesidad de inversión en el 2015, fue necesario que ELSE realice el análisis de flujo para esta SET, coincidiendo con OSINERGMIN en la necesidad de inversión. En la presente versión del ESTUDIO considerando la actualización de la demanda según lo observsado por el regulador, también se obtiene la necesidad de inversión en la SET Andahuaylas para el 2015.

ELSE ha propuesto la inversión para el nuevo transformador en la SET Andahuaylas para el 2016, teniendo en cuenta los tiempos que demandan en primer lugar la aprobación del plan por parte del regulador, la realización del proyecto, la convocatoria a licitación, la aprobación del FONAFE, la fabricación y ejecución del proyecto, lo cual, con los tiempos que demanda cada etapa, no se podría llegar a cumplir con la ampliación de capacidad en el 2015, sino, en el 2016.

Análisis

Debemos señalar en el Informe N° 283-2012-GART, respecto al sistema Andahuaylas señala:

En el año 2015, el transformador 60/22,9/13,2 kV - 10/4/7 MVA de la SET Andahuaylas presenta sobrecarga de 113%. Sin embargo, ELSE en su PROPUESTA FINAL no presentó alternativas para solucionar la sobrecarga detectada.

Posteriormente, en la etapa de opiniones y sugerencias, ELSE señala que el transformador existente de la SET Andahuaylas tiene la posibilidad de implementar refrigeración forzada, con lo cual, dicho transformador tendría una mayor capacidad. Por tanto, ELSE indica que la ampliación de capacidad en dicha SET se postergaría hasta el año 2018.

De acuerdo al análisis efectuado por OSINERGMIN en el Anexo A del presente informe, se da por acogida dicha opinión. Por lo mencionado, la ampliación de la SET Andahuaylas queda postergada para el año 2018 y, por tanto, no será incluida en el Plan de Inversiones 2013-2017.

En ese sentido, queda claro que la necesidad del nuevo transformador quedo desplazada para el año 2018 y que por un error involuntario este fue incluido en los archivos de flujo de potencia. Por otro lado, debemos señalar que el análisis de la cargabilidad de los transformadores se efectua mediante el uso del Formtao F-202 y no del análisis de flujo de potencia.

Conclusión


1.16. En el ESTUDIO, ELSE solicita reprogramar la nueva SET Llusco y su línea conexa para el año 2015, debido a que FONAFE declaró viable el proyecto de inversión pública en el mes de diciembre de 2013 y por los plazos necesarios para el proceso de convocatoria, adjudicación y ejecución de obra. Al respecto, se requiere que ELSE presente los avances realizados desde el mes de diciembre de 2013 hasta la fecha, a fin de verificar si la reprogramación para el año 2015 es pertinente; asimismo debe adjuntar el cronograma del proyecto (diagrama de Gantt).

Respuesta

Luego de la declaración de viable del proyecto Llusco por parte del FONAFE en diciembre de 2013, ELSE ha realizado la convocatoria y ha adjudicado el proyecto a



una empresa contratista, suscribiendo el contrato el 2 de mayo de 2014, tal como se evidencia en la imagen siguiente:

Así mismo, el plazo establecido en el contrato para la ejecución y puesta en servicio del proyecto Llusco, culmina a los doce meses contados desde los 15 días adicionales a la fecha de suscripción del contrato, tal como se evidencia en la imagen siguiente:

Por las razones indicadas, se estima que entre mayo o junio del 2015, se encuentre en funcionamiento el proyecto Llusco, siendo estas las razones que consideramos justifican de manera adecuada la solicitud de reprogramar la fecha de operación de la SET Llusco y linea conexa, para el año 2015.

Análisis

Se ha verificado la información suministrada por ELSE respecto de la aprobación por parte de FONAFE del proyecto sistema eléctrico Llusco, pero en dicha información no se ha preentado el diagrma de Gantt de la slabores pendientes.

Conclusión


1.17. En el ESTUDIO, ELSE señala que durante el proceso de aprobación del PI 2013-2017, Osinergmin identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Huaro por otro transformador de 8 MVA, para el año 2018; sin embargo, Osinergmin no



consideró dicho transformador como parte de los Elementos aprobados en el PI 2013-2017.

Asimismo, ELSE señala que en base a los resultados del flujo de potencia, ha identificado que el transformador existente presentará sobrecarga antes del año 2017, para lo cual presenta como evidencia los diagramas de flujo de potencia correspondientes a los años 2016 y 2017. Al respecto, la solicitante debe presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente, según los formatos establecidos, así como los archivos de flujo de potencia respectivos, los cuales permitirán efectuar una mejor revisión de la propuesta.

Respuesta

Respecto de la observación de OSINERGMIN referido a que el regulador identificó la necesidad de cambiar el transformador de la SET Huaro para el año 2018, es cierto y demostrable. En efecto en la página 64 del informe técnico de OSINERGMIN Nº 0283-2012-GART, el regulador mostró el siguiente diagrama de flujo para la alternativa seleccionada:

Lo que manifestó ELSE en su propuesta, no fue de que OSINERGMIN no consideró el transformador como parte del PI para el periodo 2013 – 2017, sino, lo que indicó fue que OSINERGMIN no reflejó esta necesidad de inversión en los formatos F-300, en el cual, como sabemos se puede colocar el año en que debería entrar en servicio una determinada inversión de transmisión. En la imagen siguiente, se muestra lo que expresó ELSE en su oportunidad (página 52 de la propuesta de modificación presentada el 30 de junio de 2014)



Por otro lado, debemos señalar que en Anexo adjunto al ESTUDIO, se muestra los formatos F-200, donde se aprecia los niveles de cargabilidad de las SETs del sistema de transmisión de ELSE.

Así mismo, para efectos de mostrar la necesidad de inversión del incremento de capacidad en la SET Huaro, se muestra a continuación, los resultados del flujo de potencia para los años 2015 y 2016

Por las razones indicadas, consideramos como justificado que el nuevo transformador de la SET Huaro, entre en servicio en el año 2016:

Análisis

Se ha verificado el Formato F-202 presentado por ELSE, y en dicho formato no se puede apreciar la necesidad de un nuevo transformador en Huaro

Conclusión


1.18. En el ESTUDIO, ELSE señala que debido al crecimiento de la demanda (atención de la demanda del nuevo Parque Industrial) y como parte del plan para implementar un nuevo nivel de tensión en 22,9 kV en la zona, resulta necesario implementar un nuevo transformador de 3 devanados (33/23/10 kV) en la SET Oropesa, para el año 2016.

Asimismo, ELSE señala que de los resultados de flujo de potencia, la SET Oropesa presentará problemas de sobrecarga antes del año 2016, sin embargo, ELSE propone



que los elementos de transmisión “transformador y celda” entren en servicio recién en el año 2016.

Al respecto, la solicitante debe aclarar si la demanda del nuevo Parque Industrial será atendida en el nivel de 22,9 kV desde la SET Oropesa; de ser afirmativa la respuesta, faltaría añadir en la propuesta una celda de alimentador en 22,9 kV. Asimismo, ELSE debe exponer el motivo por el cual la implementación del nuevo transformador se efectuará recién en el año 2016 y no antes. Además, debe presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente según los formatos establecidos e indicar qué sucederá con el transformador que iba a ser rotado.

De otro lado, se observa que se ha utilizado el término “SET Huaro” en reemplazo de “SET Oropesa” (ver página 54 del ESTUDIO), el cual no corresponde a esta parte del ESTUDIO.

Respuesta

Tal como se indicó en la propuesta de modificación del PI 2013–2017 presentado por ELSE, el nuevo nivel de tensión en la SET Oropeza, es para atender la demanda del nuevo Parque Industrial en zona rural.

Así mismo, respecto de lo observado en que falta añadir una celda en 22.9 kV, se ha procedido a incluir en la valorización la celda faltante de alimentador en 22.9 kV.

De los flujos de potencia para los años 2015 y 2016, considerando la proyección de demanda actualizada en atención a lo observado por OSINERGMIN, resulta que la necesidad de ampliar la capacidad del transformador, se presenta en el año 2016, tal como se muestra en las imágenes siguientes:



En este sentido, se justifica que el nuevo transformador en la SET Oropeza entre en operación en el año 2016.

El transformador que iba a ser rotado, quedará como reserva que pueda ser de utilidad ante situaciones de contingencias.

Sobre la última observación de emplear el término de la SET Huaro, ha sido un error de forma, el cual se ha corregido en el ESTUDIO.

Análisis

Se ha verificado el Formato F-202 presentado por ELSE, y en dicho formato no se puede apreciar que para la SET Oropesa se está considerando la potencia del antiguo transformador de 1,5 MVA, sin embargo el Plan de Inversiones previo la instalación de un trafo de 2,5 MVA rotado de la SET Urubamba. Adicionalmente no se presenta la justificación del año de ingreso.

Conclusión


1.19. En el ESTUDIO, ELSE solicita la inclusión de dos celdas de alimentador en la SET Pisac para el año 2015, debido al crecimiento de la demanda en la zona. Al respecto, la solicitante debe justificar la cantidad de celdas de alimentador necesarias para abastecer el crecimiento de la demanda, en base a los criterios establecidos en la descripción del formato F-204 de la Norma Tarifas.

Respuesta

En atención a lo observado, debemos mencionar que con la desactivación de la SET de Calca 33/10kV se tuvo que implementar una nueva celda en 10 kV en la SET Pisac, con el fin de atender la demanda de las poblaciones de Calca y alrededores, lo cual ya es existente y está operativo.

Por otro lado, el alimentador PI-02 Taray desde la puesta en operación de la SET Pisac, éste contaba solo con protección mediante fusibles, siendo necesario implementar una nueva celda que contenga los niveles de protección adecuados para una red de media tensión, por esta razón se implementó esta nueva celda, el cual también ya es existente y está operativo.

Por las razones técnicas indicadas, es que consideramos justificado se reconozca la inversión de dos celdas en la SET Pisac para el año 2014.

Análisis

Se tomará en cuenta para el análisis esta respuesta a la presente observación.

Conclusión




1.20. En el ESTUDIO, ELSE solicita la implementación de una celda de alimentador en 10 kV en la SET Mazuko, para el año 2015, argumentando que dicha celda servirá para mejorar el nivel de confiabilidad de suministro eléctrico a nivel de alimentadores de media tensión. Al respecto, la solicitante debe presentar la justificación pertinente, en donde se muestre los indicadores de calidad de suministro bajo la situación con y sin proyecto; además debe señalar si el módulo asignado a la celda solicitada es el correcto (CE-010SER1C1ESBAL1), toda vez que la barra de media tensión de la SET Mazuko es de 22,9 kV.

Por otro lado, en el PI 2013-2017, se aprobó la implementación de una celda de alimentador en 22,9 kV en la SET Mazuko, la cual debía ser implementada en el año 2013. Al respecto, la solicitante debe explicar las razones por las cuales dicho Elemento no ha sido implementado a la fecha y evaluar si aún es necesario para atender la demanda.

Respuesta

En atención a lo observado, debemos señalar que los indicadores de calidad de suministro atribuibles a distribución para el sistema eléctrico Mazuko, con y sin proyecto son los siguientes:

En relación a la observación referida al código de celda, se ha efectuado la corrección de dicho código, debiendo corresponder al nivel de tensión de 22.9 kV.

Respecto de la implementación de la celda en 10 kV para el año 2015, la justificación se sustenta en mejorar el nivel de confiabilidad en el sistema eléctrico de Mazuko, manteniendo por esta razón la necesidad de su implementación.

Análisis

ELSE ha presentado los indicadores SAIDI y SAIFI de la SET Mazuko, sin embargo, estos son idénticos a los indicadores de la SET Puerto Maldonado, con lo cual no se sustenta de manera fehaciente la necesidad del nuevo alimentador por cuestiones de confiabilidad.

Conclusión


1.21. ELSE indica que ya no es necesaria la ampliación de potencia en la SET Puerto Maldonado debido a que la demanda no ha crecido según lo proyectado. Al respecto, a fin de validar lo mencionado, ELSE debe presentar la cargabilidad de cada devanado en los formatos establecidos (F-202), así como los registros de potencia activa y reactiva, cada 15 minutos, de cada devanado del transformador, correspondientes al mes de junio de 2014.

De otro lado, para el año 2014, en el PI 2013-2017 se aprobó la implementación de una celda de alimentador 10 kV en la SET Puerto Maldonado, a fin de atender el



crecimiento de la demanda. Sin embargo, ELSE solicita la postergación de dicho Elemento para el año 2015, debido a que la empresa tiene problemas de interrupciones a nivel de alimentadores. Al respecto, se requiere que ELSE presente la justificación pertinente, en donde se muestre los indicadores de calidad de suministro bajo la situación con y sin proyecto, a fin de verificar la necesidad de la nueva celda puesto que la celda solicitada no será utilizada para atender el crecimiento de la demanda de la zona.

Respuesta

OSINERGMIN determinó en su informe técnico Nº 0283-2012-GART (página 64) que la demanda de la SET Puerto Maldonado estaría con 20 MW al año 2014, tal como se muestra en la imagen siguiente:

Sin embargo, la demanda real a junio 2014, apenas alcanza los 9 MW para una capacidad de transformación de 16 MVA. En el gráfico siguiente se muestra el diagrama de carga del mes de junio de la SET Puerto Maldonado 138 /22.9 /10 kV, cuya información en Excel en registros de 15 minutos, se adjunta al ESTUDIO.



Con los resultados mostrados, se evidencia la necesidad de postergar la inversión del nuevo transformador en la SET Puerto Maldonado, el cual se analizará su implementación en el siguiente proceso regulatorio para el periodo 2017 – 2021.

En relación a la observación referente a la celda para ser implementada en el 2015, debemos señalar que los indicadores de calidad de suministro atribuibles a distribución para el sistema eléctrico Puerto Maldonado, con y sin proyecto son similares a los del sistema Mazuko, siendo estas los siguientes:

Respecto de la implementación de la celda en 10 kV para el año 2015, la justificación se sustenta en mejorar el nivel de confiabilidad en el sistema eléctrico de Puerto Maldonado, manteniendo por esta razón la necesidad de su implementación.

Análisis

ELSE ha presentado el formato F-202, mediante el cual se aprecia que no existe la necesidad de iincluir un nuevo transformador en la SET Puerto Maldonado, también ha alcanzado los indicadores SAIDI y SAIFI de la subestación los cuales son idénticos a los indicadores SAIFI y SAIDI de la SET Mazuko, con lo cual no se sustenta de manera fehaciente la necesidad del nuevo alimentador por cuestiones de confiabilidad.

Conclusión


1.22. En el ESTUDIO, ELSE solicita que se incluya en el PI 2013-2017, el transformador de la SET Santa Teresa y sus celdas asociadas. Al respecto, ELSE debe presentar el análisis de alternativas y los resultados de la evaluación económica que demuestren



que la implementación de la SET Santa Teresa es la de menor costo para atender la carga regulada de la zona.

Por otro lado, observamos que ELSE considera que la celda de alimentador (CE-010SIR3C1ESBAL1), será implementada a una altitud entre 3000 a 4000 msnm. Sin embargo, las celdas de transformador (CE-010SIR2C1ESBTR1), serán implementadas a una altitud entre 1000 a 3000 msnm. Al respecto, la solicitante debe uniformizar los módulos de los nuevos Elementos, toda vez que se trata del mismo lugar geográfico

Respuesta

En atención a lo observado, debemos mencionar que la SET Santa Teresa es una Subestación existente que fue construida para poder alimentar la demanda que ha requerido las obras de la nueva central hidroeléctrica Santa Teresa. Durante este tiempo de construcción, se ha utilizado este sistema de transmisión para alimentar a la carga regulada de la zona, el cual tiene una demanda mínima de 80 kW y con un crecimiento promedio de 350 kW en el mediano plazo. Por lo indicado, la necesidad de la construcción de esta SET no ha tenido como origen el análisis de alternativas que indica el Osinergmin, siendo en la actualidad de utilidad para alimentar a la carga regulada.

Respecto de la observación sobre la uniformidad de los códigos modulares empleados, en el presente ESTUDIO se ha efectuado la corrección correspondiente, uniformizando el código a una altitud entre 1000 a 3000 msnm.

Análisis

ELSE señala que la necesidad de la subestación Santa Teresa no ha tenido su origen en el análisis de alternativas y que la subestación fue construida para atender una carga especifica. En ese sentido se debe señalar que para ser reconocida la instalación como parte del Plan de Inversiones, debe obedecer a un análisis de alternativas que atiendan los requerimientos de demanda de manera que la opción a implementar sea la alternatiava económica de mínimo costos, análisis que no ha sido efectuado por ELSE.

Conclusión


1.23. En el ESTUDIO, ELSE propone la implementación de un nuevo transformador 60/22,9/10 kV de 15 MVA, celdas de transformación y celdas de alimentador, argumentando que: i) la SET Sicuani se sobrecargará en el año 2017, ii) por el alto contenido de PCB en el transformador existente, y iii) por el estado de obsolescencia de las celdas de alimentadores. Al respecto, a fin de verificar el año de puesta en servicio, ELSE debe presentar el análisis de cargabilidad del transformador existente, según los formatos establecidos (F-202). Además, ELSE debe presentar las pruebas que certifiquen los altos contenidos de PCB e indicar qué tratamiento se le dará al transformador actual; adicionalmente se requiere el sustento sobre el cambio de transformador de dos devanados (60/10 kV) a tres devanados (60/22,9/10 kV).



Por otro lado, observamos que ELSE considera que las celdas de alimentador (CE-010SER1C1ESBAL1), serán implementadas a una altitud menor a 1000 msnm. Al respecto, la solicitante debe verificar y corregir los componentes utilizados en la valorización, considerando la altitud adecuada en la que serán instalados dichos Elementos.

Finalmente, la solicitante debe justificar la cantidad de celdas de alimentador propuesta en su solicitud de modificación, en base a los criterios establecidos en la descripción del formato F-204 de la Norma Tarifas. Además, debe incluir medios probatorios que permitan verificar la obsolescencia de las celdas existentes.

Respuesta

En el Anexo al presente ESTUDIO se adjunta el formato F-202, el cual muestra el análisis de cargabilidad de las SETs de ELSE.

Análisis

ELSE adjunta el Foramto F-202 en el cual se puede apreciar que la sobrecarga en el transformador de la SET Sicuani ocurre a partir del año 2018.

Conclusión


1.24. En el ESTUDIO, ELSE señala que debido al nivel de antigüedad de los elementos que conforman la celda de 60 kV de la SET Urpipata, resulta necesario renovar dicha celda en el año 2016. Sin embargo, solicita 6 nuevos alimentadores (4 en 10 kV y 2 en 22,9 kV) sin mencionar las razones que motivan dicho pedido. Al respecto, la solicitante debe presentar las justificaciones pertinentes.

De otro lado, se observa que se ha utilizado códigos modulares de distintas regiones para una misma subestación; por ejemplo, celdas de alimentador 10 kV en selva (CE-010SER1C1ESBAL1) y celdas de alimentador 23 kV en sierra a una altitud mayor a los 1000 msnm (CE-023SIR3C1ESBAL1). Al respecto, se requiere las explicaciones del caso o, en su defecto, corregir donde corresponda.

Respuesta

La solicitud de nuevos alimentadores se justifica por la misma razón de antigüedad que se presentó en el ESTUDIO para el caso de la celda 60 kV. En efecto, como se sabe, la operatividad de una SET para cumplir con los fines para el cual fue diseñado, debe disponer de celdas de alimentadores, a fin de permitir la alimentación a los centros de consumo. En este sentido, las actuales celdas de alimentadores tienen la misma antigüedad que la celda de 60 kV. Así mismo, en la oportunidad de la presentación de la propuesta de modificación del PI 2013 – 2017, se presentó como evidencia algunas fotos de las actuales condiciones de las celdas.

Respecto de lo observado sobre las diferencias de los códigos modulares, se ha procedido a efectuar la corrección correspondiente, debiendo ser estos códigos en zona de sierra. En Anexo adjunto al ESTUDIO (formatos F-300), se muestra los nuevos códigos empleados.



Análisis

ELSE justifica la necesidad de cambio de celdas en la antigüedad de estas instalaciones

además ha corregido los códigos modulares de las isntalaciones solicitadas.

Conclusión


1.25. En el ESTUDIO, ELSE solicita la inclusión de cuatro celdas de alimentador 10 kV en la SET Dolorespata, debido la ampliación de la capacidad de la SET Dolorespata por parte de EGEMSA. Al respecto, la solicitante debe justificar la cantidad de celdas de alimentador en base a los criterios establecidos en la descripción del formato F-204 de la Norma Tarifas. Asimismo, ELSE debe verificar si los componentes utilizados para efectos de la valorización, corresponden a zona rural (como se señala en el ESTUDIO) o a zona urbana (considerado en el PI 2013-2017 para la implementación del nuevo transformador).

Sin perjuicio de lo mencionado, se requiere que ELSE presente una propuesta de emplazamiento (plano con vista de planta) de las nuevas celdas de alimentadores en la SET Dolorespata, a fin de verificar la viabilidad técnica de aumentar la cantidad de celdas de alimentadores en dicha subestación.

Respuesta

Tal como se indicó en la propuesta de modificación del PI 2013 – 2017, la justificación de las nuevas celdas de alimentadores en la SET Dolores Pata, se basa en la necesidad de atender el crecimiento de la demanda, el cual, en el horizonte de estudio, crecerá aproximadamente 8 MW. Al respecto, debemos señalar que Osinergmin aprobó la ampliación de capacidad de dicha SET, justamente porque identifica un crecimiento de demanda que debe ser atendida, para lo cual se requiere necesariamente la implementación de nuevas celdas de alimentadores.

Como evidencia del crecimiento de demanda indicado, en la imagen siguiente se muestra los niveles de demanda que alcanzará la SET Dolores Pata en el horizonte de estudio (formato F-121).



Por otro lado, tal como se puede apreciar en la vista de planta siguiente, la SET Dolores Pata cuenta con 2 celdas de reserva.

Análisis

Se tomará en cuenta para el análisis esta respuesta a la presente observación.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual



Actual Sistema Eléctrico Área de Demanda 10

PowerFactory 14.1.3

Project:

Graphic: AREA10

Date: 11/6/2014

Annex:

Nodes Branches

HV-Side [MVA]

MV-Side [MVA]

LV-Side [MVA]

2-Winding Transformer

Rated Power [MVA]

Line

Length of

30M

VA

(2013)

TINTA011B

PMALD023 PMALD010

MAZUC023

PMALD138

MAZUC138

SGAB138

DOLOR012

DOLOR138

ABAN13A

ABANC013

ABANC138

TINTA138

HERCCA

SICUA010

SICUA066COMBA024 COMBA066

COMBA138

QUENC033QUENC010

QUENC138

HUARO010HUARO023

HUARO033

OROPE010

OROPE033

PMAES033

ABANC060

CHUBA010CHUBA023CHUAN010CHUAN023

ANDHU013ANDHU023

ANDHU060

CHUBA060CHUAN060

PISAC023URUBA023 URUBA011

URUBA060 PISAC060

PISAC010

CACHI023

CACHI060

YURA_006CACHI010CACHI033

CACHI138

QUILL023 CHAHU010CHAHU023

CHAHU060

MACHU010

MACHU060

SMARI023 QUILL010

SMARI060 QUILL060

MACHU138 MACHU_II

30,0 MVA

30,0 MVA

-2

33,3 MVA

33,3 MVA

-2

16,0 MVA5,0 MVA14,0 MVA

16,0 MVA5,0 MVA14,0 MVA

16,0 MVA5,0 MVA14,0 MVA

-8

10,0 MVA

10,0 MVA

-2

152,85..

152,85..

69,16 km

69,16 km

1

1

78,55 km

78,55 km75,64 km

Lne Drv.Cachimayo-Quencoro_L1002/2

23,70 km

0,10 km

8,34 km

8,34 km

13,50 km

13,50 km

4

-2

12,2 MVA

12,2 MVA

-2

12,2 MVA

12,2 MVA

-2

50,0 MVA35,0 MVA15,0 MVA

50,0 MVA35,0 MVA15,0 MVA

50,0 MVA35,0 MVA15,0 MVA

0

25,0 MVA15,0 MVA12,0 MVA

25,0 MVA15,0 MVA12,0 MVA

25,0 MVA15,0 MVA12,0 MVA

-5

94,70 km

94,70 km

87,50 km

99,08 km

0,10 km

G~

G~

16,0 MVA

16,0 MVA

0

7,0 MVA

7,0 MVA

0

28,70 km 28,70 km

15,0 MVA7,0 MVA8,0 MVA



-2




-3

25,0 MVA7,5 MVA17,5 MVA

25,0 MVA7,5 MVA17,5 MVA

25,0 MVA7,5 MVA17,5 MVA

-3

16,15 km

16,15 km




0

18,32 km 18,32 km

1,5 MVA

1,5 MVA

0

8,0 MVA

8,0 MVA

-1

64,47 km

58,24 km

58,24 km

67,40 km

8,66 km




0




-1




-13

26,35 km

2,00 km

2,00 km

17

,65

km

17,65 km




-5

0,15 km

20,0 MVA20,0 MVA9,0 MVA

20,0 MVA20,0 MVA9,0 MVA

20,0 MVA20,0 MVA9,0 MVA-3




-3

2

20,0 MVA

20,0 MVA

-2




0

20,0 MVA

20,0 MVA

-2

15

,15

km

33,63 km0,84 km

22,77 km

0,36 km




-2




-6




0

4,0 MVA

4,0 MVA

-1

G~

Machu G1

G~

Machu G3

G~

Machu G2

G~

Machu 2da

DIg

SIL

EN

T



Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según

Osinergmin



PowerFactory 14.1.3

Project:

Graphic: AREA10

Date: 11/6/2014

Annex:

Nodes Branches

HV-Side [MVA]

MV-Side [MVA]

LV-Side [MVA]

2-Winding Transformer

Rated Power [MVA]

Line

Length of

15M

VA

(2015)

9MVA (2016)

AAAC 150mm2 - 88 km (2016)

25M

VA

(2014)

30M

VA

(2013)

LLUSC023 LLUSC010

LLUSC060

TINTA011B

PMALD023 PMALD010

MAZUC023

PMALD138

MAZUC138

SGAB138

DOLOR012

DOLOR138

ABAN13A

ABANC013

ABANC138

TINTA138

HERCCA

SICUA010

SICUA066COMBA024

COMBA066

COMBA138

QUENC033QUENC010

QUENC138

HUARO010HUARO023

HUARO033

OROPE010

OROPE033

PMAES033

ABANC060

CHUBA010CHUBA023CHUAN010CHUAN023

ANDHU013ANDHU023

ANDHU060

CHUBA060CHUAN060

PISAC023URUBA023 URUBA011

URUBA060 PISAC060

PISAC010

CACHI023

CACHI060

YURA_006CACHI010CACHI033

CACHI138

QUILL023 CHAHU010CHAHU023

CHAHU060

MACHU010

MACHU060

SMARI023 QUILL010

SMARI060 QUILL060

MACHU138

15,0 MVA15,0 MVA7,0 MVA

15,0 MVA15,0 MVA7,0 MVA

15,0 MVA15,0 MVA7,0 MVA

0

88,00 km 88,00 km




0

2,5 MVA

2,5 MVA

0

25,0 MVA25,0 MVA5,0 MVA

25,0 MVA25,0 MVA5,0 MVA

25,0 MVA25,0 MVA5,0 MVA

3

30,0 MVA

30,0 MVA

-2

33,3 MVA

33,3 MVA

-2

16,0 MVA5,0 MVA14,0 MVA

16,0 MVA5,0 MVA14,0 MVA

16,0 MVA5,0 MVA14,0 MVA

-8

10,0 MVA

10,0 MVA

-2

152,85..

152,85..

69,16 km

69,16 km

1

1

78,55 km

78,55 km75,64 km

Lne Drv.Cachimayo-Quencoro_L1002/2

23,70 km

0,10 km

8,34 km

8,34 km

13,50 km

13,50 km

4

-2

12,2 MVA

12,2 MVA

-2

12,2 MVA

12,2 MVA

-2

50,0 MVA35,0 MVA15,0 MVA

50,0 MVA35,0 MVA15,0 MVA

50,0 MVA35,0 MVA15,0 MVA

0

25,0 MVA15,0 MVA12,0 MVA

25,0 MVA15,0 MVA12,0 MVA

25,0 MVA15,0 MVA12,0 MVA

-5

94,70 km

94,70 km

87,50 km

99,08 km

0,10 km

G~

G~

16,0 MVA

16,0 MVA

0

7,0 MVA

7,0 MVA

0

28,70 km 28,70 km




-2




0

25,0 MVA7,5 MVA17,5 MVA

25,0 MVA7,5 MVA17,5 MVA

25,0 MVA7,5 MVA17,5 MVA

0

16,15 km

16,15 km




0

18,32 km 18,32 km

0

8,0 MVA

8,0 MVA

-1

64,47 km

58,24 km

58,24 km

67,40 km

8,66 km




0




-1




-13

26,35 km

2,00 km

2,00 km

17

,65

km

17,65 km




-2

0,15 km

20,0 MVA20,0 MVA9,0 MVA

20,0 MVA20,0 MVA9,0 MVA

20,0 MVA20,0 MVA9,0 MVA0

-3

2

20,0 MVA

20,0 MVA

-2




0

20,0 MVA

20,0 MVA

-2

15

,15

km

33,63 km0,84 km

22,77 km

0,36 km




-2




-6

0

4,0 MVA

4,0 MVA

-1

G~

Machu G1

G~

Machu G3

G~

Machu G2

G~

Machu 2da

DIg

SIL

EN

T



Anexo D Cuadros Comparativos



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA (ENERGÍA)

ÁREA DE DEMANDA 10

ELSE - Propuesta Inicial ELSE - Propuesta Final OSINERGMIN

(A) (B) (C)

Año MWh (%)GWh MWh (%)GWh MWh (%)GWh

2013 1 176 979,9 1 449 116

1 449 116

2014 1 221 415,8 3,78% 1 477 359 1,95% 1 478 483 2,03%

2015 1 273 123,4 4,23% 1 507 179 2,02% 1 509 439 2,09%

2016 1 328 163,1 4,32% 1 538 165 2,06% 1 541 574 2,13%

2017 1 386 241,1 4,37% 1 569 954 2,07% 1 574 525 2,14%

2018 1 455 936,6 5,03% 1 597 161 1,73% 1 601 929 1,74%

2019 1 522 646,8 4,58% 1 624 628 1,72% 1 629 595 1,73%

2020 1 547 875,1 1,66% 1 652 348 1,71% 1 657 515 1,71%

2021 1 604 953,6 3,69% 1 680 311 1,69% 1 685 680 1,70%

2022 1 686 705,1 5,09% 1 708 510 1,68% 1 714 083 1,68%

2023 1 774 205,9 5,19% 1 736 938 1,66% 1 742 716 1,67%

2024 1 885 824,3 6,29% 1 765 588 1,65% 1 771 574 1,66%

2025 1 991 985,4 5,63% 1 794 454 1,63% 1 800 648 1,64%

2026 2 105 840,5 5,72% 1 823 529 1,62% 1 829 934 1,63%

2027 2 227 866,4 5,79% 1 852 809 1,61% 1 859 425 1,61%

2028 2 358 597,7 5,87% 1 882 288 1,59% 1 889 117 1,60%

2029 2 498 597,7 5,94% 1 911 961 1,58% 1 919 004 1,58%

2030 2 648 412,7 6,00% 1 941 823 1,56% 1 949 083 1,57%

2031 2 808 697,9 6,05% 1 971 871 1,55% 1 979 347 1,55%

2032 2 980 098,3 6,10% 2 002 099 1,53% 2 009 794 1,54%

2033 3 163 341,2 6,15% 2 032 504 1,52% 2 040 419 1,52%

2034 3 359 153,0 6,19% 2 063 082 1,50% 2 071 218 1,51%

2035 3 568 350,3 6,23% 2 093 830 1,49% 2 102 188 1,50%

2036 3 791 772,9 6,26% 2 124 744 1,48% 2 133 325 1,48%

2037 4 030 337,4 6,29% 2 155 820 1,46% 2 164 626 1,47%

2038 4 285 011,8 6,32% 2 187 056 1,45% 2 196 088 1,45%

2039 4 556 802,4 6,34% 2 218 449 1,44% 2 227 708 1,44%

2040 4 846 817,3 6,36% 2 249 995 1,42% 2 259 482 1,43%

2041 5 156 214,3 6,38% 2 281 693 1,41% 2 291 409 1,41%

2042 5 486 218,2 6,40% 2 313 538 1,40% 2 323 484 1,40%

2043 5 838 147,4 6,41% 2 345 529 1,38% 2 355 707 1,39%



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COINCIDENTE (MW)

ÁREA DE DEMANDA 10

Plan de Inversiones 2013 - 2017

ELSE- Propuesta Final OSINERGMIN

(A) (B) (C)

Año MW (%)W MW (%)W MW (%)W

2013 161,19 214,93 256,44 2014 171,46 6,37% 221,73 3,16% 263,34 2,69%

2015 187,44 9,32% 228,91 3,24% 270,61 2,76%

2016 197,86 5,56% 236,37 3,26% 278,16 2,79%

2017 207,75 5,00% 244,03 3,24% 285,90 2,78%

2018 218,90 5,37% 250,58 2,68% 292,34 2,25%

2019 229,56 4,87% 257,19 2,64% 298,83 2,22%

2020 235,60 2,63% 263,86 2,59% 305,39 2,20%

2021 244,95 3,97% 270,60 2,55% 312,01 2,17%

2022 256,73 4,81% 277,39 2,51% 318,68 2,14%



9. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 10, presentado por ELSE.

[2] Observaciones al Estudio presentado por ELSE.

[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 ELSE.

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 ... … · resumen ejecutivo el presente...

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