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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0560-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones

2013-2017 del Área de Demanda 8, presentada por ELECTRODUNAS

Lima, noviembre 2014

Osinergmin Informe N° 0560-2014-GART

Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por ELECTRODUNAS 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 81, presentada el 25 de junio de 2014 por la empresa Electro Dunas S.A. (en adelante “ELECTRODUNAS”) mediante carta GI-065-2014/PO.

ELECTRODUNAS acompaña a su solicitud el informe denominado “Solicitud de Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 Área de Demanda 8 (en adelante “ESTUDIO”). Asimismo, ELECTRODUNAS motiva su solicitud indicando que las causales para solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente en el Área de Demanda 8 son: 1) variaciones en las condiciones técnicas de las redes de distribución que modifican las condiciones de operación de los sistemas eléctricos y; 2) poco crecimiento de la demanda eléctrica que resulta ser menor al empleado en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012.

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 ELECTRODUNAS:

Respecto a la solicitud de postergar la Celda de Alimentador en SET Pedregal, ELECTRODUNAS señala que tiene previsto cambiar el sistema de celdas tipo intemperie por el tipo interior y que se encuentra en proceso de adecuación; añade que para atender los requerimientos de demanda ha instalado una celda provisoria tipo intemperie, razón por la cual solicita que la celda aprobada en el Plan de Inversiones para el año 2013 sea postergada para el año 2015.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET El Pedregal y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de

1 Área de Demanda 8: Abarca la región de Ica, Ayacucho y Arequipa.

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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Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida, y dado que ELECTRODUNAS ha implementado una celda temporal para atender los requerimientos de demanda, resulta razonable aceptar la solicitud de postergar para el año 2015 la celda de alimentador aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de excluir una Celda de Alimentador en SET Tambo de Mora, ELECTRODUNAS señala que el número de celdas de alimentadores existentes en la subestación son suficientes para atender la demanda proyectada y que la demanda promedio por alimentador llega a 1,72 MW, valor inferior al considerado como razonable. Por esta razón, solicita la exclusión de la celda de alimentador en 10 kV para el año 2013.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET Tambo de Mora y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida; por otro lado, se ha verificado que, en el periodo 2013-2017, las celdas de alimentadores tienen un bajo factor de uso, por lo que la adición de una celda se traduciría en una mayor subutilización de estas instalaciones. En ese sentido, resulta razonable aceptar la solicitud de excluir la celda de alimentador de la SET Tambo de Mora aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de excluir una Celda de Alimentador en SET Pueblo Nuevo, ELECTRODUNAS señala que el número de celdas de alimentadores existentes en la subestación son suficientes para atender la demanda proyectada y que la demanda promedio por alimentador llega a 2,23 MW, valor inferior al considerado como razonable. Por esta razón, solicita la exclusión de las dos celdas de alimentador en 10 kV para el año 2013.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET Pueblo Nuevo y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida; por otro lado, se ha verificado que, en el periodo 2013-2017, las celdas de alimentadores tienen un bajo factor de uso, por lo que la adición de una celda se traduciría en una mayor subutilización de estas instalaciones. En ese sentido, resulta razonable aceptar la solicitud de excluir las celdas de alimentador de la SET Pueblo Nuevo aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de incluir una Celda de Alimentador en SET Ica Norte, ELECTRODUNAS señala que el número de celdas de alimentadores existentes en la subestación no son suficientes para atender la demanda proyectada y que la demanda promedio por alimentador ha superado lo considerado como razonable. Añade también que existe la necesidad de reconfigurar la red de media tensión a fin de distribuir de mejor manera las demandas por alimentador. Por esta razón, solicita la implementación de una celda de alimentador en 10 kV para el año 2013.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET Ica Norte y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida; no obstante, se ha verificado que, en el periodo 2013-2017, las celdas de alimentadores tienen un alto factor de uso, por lo que la adición de una celda mejoraría el


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factor de uso de las celdas. En ese sentido, resulta razonable aceptar, para el año 2014, la solicitud de incluir una celda de alimentador en la SET Ica Norte dentro del Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de incluir una Celda de Alimentador en SET Alto la Luna, ELECTRODUNAS señala que el número de celdas de alimentadores existentes en la subestación no son suficientes para atender la demanda proyectada y que la demanda promedio por alimentador ha superado lo considerado como razonable. Por esta razón, solicita la inclusión de una celda de alimentador en 10 kV para el año 2013.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET Alto la Luna y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida; por otro lado, se ha verificado que, en el periodo 2013-2017, las celdas de alimentadores tienen un factor de uso adecuado, por lo que la adición de una celda se traduciría en una subutilización de estas instalaciones. En ese sentido, resulta razonable no aceptar la solicitud de incluir una celda de alimentador en la SET Alto la Luna dentro del Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de postergar las Celdas de 22,9 kV en SET Tacama, ELECTRODUNAS señala que la demanda en 22,9 kV es menor a la proyectada debido al retraso de los proyectos mineros y la demora en la adecuación de la red de distribución en 22,9 kV, por esta razón solicita la postergación de la celda de transformación, medición y alimentador en 22,9 kV para el año 2014.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET Tacama y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida; adicionalmente cabe señalar que la demanda proyectada en 22,9 kV estaba asociada a la ejecución de un proyecto minero el cual ha sufrido retrasos. En ese sentido, resulta razonable aceptar la solicitud de postergar la ejecución de una celda de transformación, celda de medición y celda de alimentador pero para el año 2015.

Adicionalmente, de la visita en campo efectuada por Osinergmin, se ha verificado que el transformador de reserva de 5 MVA programado como baja para el año 2013, es un transformador que posee conmutador bajo carga y que ha sido repotenciado, razón por la cual no debe ser considerado como baja; por otro lado, de la misma visita se verificó que existe un transformador de 7 MVA que no posee conmutación bajo carga y que por tanto no podría ser usado ante problemas de sobre tensiones o sub tensiones; en ese sentido este transformador debe ser considerado dentro de los elementos de baja.

Respecto a la solicitud de postergar la Celda de Transformación en SET Nazca, ELECTRODUNAS señala que la demanda en 22,9 kV es menor a la proyectada y que la instalación de un segundo transformador en la SET Nazca sería necesaria en el año 2015; por esta razón solicita la postergación de la celda de transformación en 60 kV y 10 kV para el año 2015.

Osinergmin ha evaluado la demanda asociada a la SET Nazca y ha verificado que la demanda proyectada en la aprobación del Plan de


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Inversiones 2013-2017 ha sido mayor a la acontecida. En ese sentido, es posible postergar la instalación del segundo transformador sin perjudicar la calidad del servicio. Por lo tanto, resulta razonable aceptar la solicitud de postergar la ejecución de una celda de transformación en 60 kV y una celda de transformación en 10 kV para el año 2015.

Respecto a la solicitud de postergar la compensación en la SET Paracas, Nazca y Puquio, ELECTRODUNAS señala que en la zonas de influencia de las subestaciones ha ejecutado la compensación a nivel de red de distribución de media tensión instalando 28 bancos de condensadores fijos (450 kVAR cada uno) por un total de 12,6 MVAR. Con la implementación de estos bancos la necesidad de compensación a nivel de barras ha variado y por tanto solicita se postergue la implementación de la compensación reactiva. Añade también que tiene previsto efectuar estudios el año 2015 para proyectar la compensación requerida.

Osinergmin ha evaluado, mediante el análisis de flujo de potencia, la necesidad de la compensación en dichas subestaciones. Considerando que la demanda en todo el Área de Demanda 8 ha sido menor a la proyectada en el Plan de Inversiones, se ha podido verificar que sin la instalación de los bancos de compensación proyectados los perfiles de tensión se encuentran dentro de los límites permisibles. En ese sentido, la necesidad de compensación se ha visto postergada para después del año 2016 y por tanto resulta razonable excluir la compensación en las SET Paracas, Nazca y Puquio del Plan de Inversiones 2013-2017.

Respecto a la solicitud de incluir una Celda de Línea en el proyecto segunda terna derivación El Carmen, ELECTRODUNAS señala que en la SET El Carmen existe una celda línea-transformador y que la ejecución de la segunda terna Derivación-El Carmen requiere de una celda de línea adicional para hacer viable su ejecución; añade que, a fin de dar calidad al servicio y mejorar la confiabilidad, el proyecto que estaba asignado al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) debería ser reasignado a ELECTRODUNAS y reprogramado para el año 2015.

Osinergmin ha verificado que efectivamente en la SET El Carmen existe una celda línea-transformador y que es necesario incluir en el proyecto una celda de línea adicional; por otro lado, de acuerdo a lo informado por el MINEM este proyecto debe ser reasignado a ELECTRODUNAS. En ese sentido, resulta razonable aceptar, para el año 2015, la solicitud de incluir una celda de línea en la SET El Carmen y cambiar la titularidad a ELECTRODUNAS de la segunda terna Derivación-El Carmen.

Respecto a la solicitud de incluir una Celda de Línea en el proyecto segunda terna Derivación El Pedregal, ELECTRODUNAS señala que en la SET El Pedregal existe una celda línea-transformador y que la ejecución de la segunda terna Derivación-El Pedregal requiere de una celda de línea adicional para hacer viable su ejecución; añade que, a fin de dar calidad al servicio y mejorar la confiabilidad, el proyecto que estaba asignado al MINEM debería ser reasignado a ELECTRODUNAS y reprogramado para el año 2015.

Osinergmin ha verificado que efectivamente en la SET El Pedregal existe una celda línea-transformador y que es necesario incluir en el proyecto una celda de línea adicional; por otro lado, de acuerdo a lo informado por el


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MINEM este proyecto debe ser reasignado a ELECTRODUNAS. En ese sentido, resulta razonable aceptar, para el año 2015, la solicitud de incluir una celda de línea en la SET El Pedregal y cambiar la titularidad a ELECTRODUNAS de la segunda terna Derivación-El Pedregal.

Respecto a la Reasignación de proyectos a ELECTRODUNAS, mediante Oficio N° 0055-2014/MEM-DGE, de fecha 15 de enero de 2014, y Oficio N° 1648-2014/MEM-DGE, del 01 de octubre de 2014, el Ministerio de Energía y Minas informó a ELECTRODUNAS que no se licitarán los proyectos de 60 kV del Área de Demanda 8 asignados al MINEM en el Plan de Inversiones 2013-2017 a solicitud de ELECTRODUNAS. El MINEM basa su decisión en los siguientes argumentos: i) proyectos de pequeña magnitud (valor aproximado de US$ 11 000 000); ii) el responsable de dirigir la licitación sería el Comité de Inversiones del MINEM; iii) de acuerdo a la experiencia en otros procesos, desde el encargo de licitación hasta la adjudicación se tienen como mínimo 14 meses, si a esto se añade el tiempo de ejecución, normalmente 25 meses, los proyectos ingresarían el año 2018, iv) estos proyectos de monto poco atractivos para inversionistas corren el riesgo de que no haya adjudicatario y se tenga que relicitar los proyectos.

Finalmente, el MINEM recomienda que ELECTRODUNAS asuma la responsabilidad de la puesta en operación de los proyectos.

En ese sentido, a fin de garantizar la calidad del servicio y la confiabilidad de los sistemas eléctricos del Área de Demanda 8, es necesario que ELECTRODUNAS asuma la titularidad de las obras que el MINEM no va a licitar.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que acepte en parte la solicitud de ELECTRODUNAS, y en consecuencia se modifiquen los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 8.


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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 .. 12 3.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 12

3.2.1 Celda de Alimentador en SET Pedregal ................................................... 12 3.2.2 Celda de Alimentador en SET Tambo de Mora ........................................ 12 3.2.3 Celda de Alimentador en SET Pueblo Nuevo ........................................... 13 3.2.4 Celda de Alimentador en SET Ica Norte ................................................... 13 3.2.5 Celda de Alimentador en SET Alto la Luna .............................................. 14 3.2.6 Celda de 22,9 kV en SET Tacama ........................................................... 14 3.2.7 Celda de Transformador en SET Nazca ................................................... 14 3.2.8 Compensación en SET Paracas, Nazca y Puquio .................................... 15 3.2.9 Segunda terna derivación El Carmen ....................................................... 15 3.2.10 Segunda terna derivación El Pedregal ..................................................... 15

4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ................................................... 17

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 19

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 20

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

INVERSIONES VIGENTE .......................................................................................... 20 6.1.1 Disminución de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de

Inversiones Vigente .................................................................................. 21 6.1.2 Cambios en las condiciones técnicas o constructivas .............................. 23

6.2 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 24 6.2.1 Información Base ..................................................................................... 24 6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 25 6.2.3 Proyección Ventas - Usuarios Libres ....................................................... 25 6.2.4 Proyección Global .................................................................................... 26 6.2.5 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico ............... 27

6.3 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 29 6.3.1 Situación actual ........................................................................................ 29 6.3.2 Celda de Alimentador en SET Pedregal ................................................... 32 6.3.3 Celda de Alimentador en SET Tambo de Mora ........................................ 33 6.3.4 Celda de Alimentador en SET Pueblo Nuevo ........................................... 34 6.3.5 Celda de Alimentador en SET Ica Norte ................................................... 35 6.3.6 Celda de Alimentador en SET Alto la Luna .............................................. 36 6.3.7 Celdas de 22,9 kV en SET Tacama ......................................................... 37 6.3.8 Celda de Transformador en SET Nazca ................................................... 38 6.3.9 Compensación en SET Paracas, Nazca y Puquio .................................... 39 6.3.10 Segunda terna derivación El Carmen ....................................................... 40 6.3.11 Segunda terna derivación El Pedregal ..................................................... 41 6.3.12 Reasignación de proyectos a ELECTRODUNAS ..................................... 41

6.4 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ............................................ 42



7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 45

8. ANEXOS .................................................................................................................... 47

Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual ....................................................... 48 Anexo B Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según Osinergmin ........................ 50 Anexo C Cuadros Comparativos ............................................................................ 52

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 54



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 8 fue impugnada por la empresa Electro Dunas S.A.A y Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., a través de recursos de reconsideración que se resolvieron mediante las Resoluciones N° 213 y N° 214-2012-OS/CD, respectivamente.

Con carta GI-065-2014/PO, el 25 de junio de 2014, la empresa Electro Dunas S.A.A. (en adelante “ELECTRODUNAS”) ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 de ELECTRODUNAS correspondiente al Área de Demanda 8, acompañando para el efecto el Informe “Solicitud de Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 Área de Demanda 8” (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 8 está circunscrita en el departamento de Ica, Ayacucho y Arequipa, el cual se ubica en la región Sur medio del Perú.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ELECTRODUNAS, COELVISAC, SEAL, ADINELSA y REP, en conjunto llamadas “TITULARES”.

Actualmente el Área de Demanda 8 está conformada por los sistemas eléctricos:

Chincha

Pisco

Villacurí

Ica

Chaviña

Incuyo

Nazca-Palpa-Puquio-Coracora

Palpa Rural

Puquio Rural

Pausa

Bella Unión-Chala

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 8.



Gráfico N° 2.1

Ubicación Geográfica del Área de Demanda 8

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 8.



Gráfico N° 2.2

Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 8



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, mediante carta GI-065-2014/PO, el 25 de junio de 2014, ELECTRODUNAS presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al Área de Demanda 8. Posteriormente, mediante carta GG-083-2014/GI-PO, el 30 de junio de 2014, presentó a Osinergmin un Informe complementario solicitando la modificación de los proyectos propuestos para licitación a través del MINEM.

Dicha solicitud propone la reprogramación de los siguientes elementos: i) Celda de alimentador en la SET Pedregal; ii) Celda de transformador, de medición y de alimentador en la SET Tacama; iii) Celdas de transformador en la SET Nazca; y iv) Compensador en las SET Paracas, Nazca y Puquio; además propone la excluir del Plan de Inversiones 2013-2017 los siguientes elementos: v) Celda de alimentador en la SET Tambo de Mora; vi) Celdas de alimentador en la SET Pueblo Nuevo; y finalmente propone la implementación de una Celda de alimentador en la SET Ica Norte y una celda de alimentador en la SET Alto de la Luna. En el pedido complementario, ELECTRODUNAS solicita la inclusión de una celda de línea, la reasignación de proyectos a ELECTRODUNAS y la reprogramación de la puesta en servicio de los proyectos: i) segunda terna derivación El Carmen y; ii) segunda terna derivación El Pedregal.

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

ELECTRODUNAS 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 8, sobre la base de lo establecido en la nueva Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD, señalando en su primera disposición Transitoria, que 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.

Agrega que en el caso de las modificaciones de los elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el Área de Demanda 8 obedece a: i) variaciones significativas en la demanda eléctrica que resulta ser en algunos casos mayor y otros menor a la empleada en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012 y ii) mejoras en el factor de potencia de las redes de distribución de ELECTRODUNAS logrando mantener perfiles de tensión aceptables en el sistema eléctrico sur medio (causal i y iii del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE).

3.2 Reformulación del Plan de Inversiones

3.2.1 Celda de Alimentador en SET Pedregal

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó para el año 2013 una celda de alimentador de 10 kV en la SET Pedregal (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

Indica ELECTRODUNAS que, con el fin de mejorar la confiabilidad del sistema y ampliación de la capacidad de distribución tiene previsto cambiar los elementos del tipo intemperie por el tipo interior; sin embargo a fin de atender los requerimientos de demanda ha implementado una celda provisoria tipo intemperie, con lo que solicita la postergación de la celda aprobada para el año 2015.

3.2.2 Celda de Alimentador en SET Tambo de Mora

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó para el año 2013 una celda de alimentador de 10 kV en la SET Tambo de Mora (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

ELECTRODUNAS solicita la no ejecución de dicha instalación, debido a que el nivel de utilización de las celdas existentes (seis) está por debajo de la capacidad nominal (3,5 MW por celda).

Señala que, en la aprobación del Plan de Inversiones, la demanda proyectada para el 2013 fue de 6,80 MW lo que da un promedio de 1,1 MW por cada



celda de alimentador. Añade ELECTRODUNAS que ha procedido a actualizar los valores proyectados en la SET Tambo de Mora y señala que la máxima demanda registrada para el año 2013 ha sido de 10,3 MW lo que da un promedio de 1,72 MW por celda. Indica que en ambos casos las celdas de alimentador están por debajo de su capacidad nominal, razón por la cual no es necesaria la implementación de una nueva celda de alimentador de 10 kV en la SET Tambo de Mora para el periodo 2013-2017.

3.2.3 Celda de Alimentador en SET Pueblo Nuevo

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó para el año 2013 dos celdas de alimentador de 10 kV en la SET Pueblo Nuevo (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

ELECTRODUNAS solicita la no ejecución de dichas instalaciones, debido a que el nivel de utilización de las celdas existentes (siete) está por debajo de la capacidad nominal (3,5 MW por celda).

Señala que en la aprobación del Plan de Inversiones la demanda proyectada para el 2013 fue de 20,19 MW lo que da un promedio de 2,88 MW por cada celda de alimentador. Añade ELECTRODUNAS que ha procedido a actualizar los valores proyectados en la SET Pueblo Nuevo y señala que la máxima demanda registrada para el año 2013 ha sido de 15,6 MW lo que da un promedio de 2,23 MW por celda. Indica que en ambos casos las celdas de alimentador están por debajo de su capacidad nominal, razón por la cual no es necesaria la implementación de dos nuevas celdas de alimentador de 10 kV en la SET Pueblo Nuevo para el periodo 2013-2017.

3.2.4 Celda de Alimentador en SET Ica Norte

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, no se consideró el incremento de celdas de alimentador de 10 kV en la SET Ica Norte (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

ELECTRODUNAS solicita la ejecución de dicha instalación, debido a que el nivel de utilización de las celdas existentes (cuatro) está por encima de la capacidad nominal (3,5 MW por celda).

ELECTRODUNAS indica que ha procedido a actualizar los valores proyectados en la SET Ica Norte y señala que la máxima demanda registrada para el año 2013 ha sido de 19,63 MW lo que da un promedio de 4,91 MW por celda. Adicionalmente se tenía pedidos de nuevas cargas del orden de 2 MW, con lo cual se sobrecargaría el alimentador IN112, razón por la cual ELECTRODUNAS determinó la necesidad de implementar una nueva celda de alimentador y poder redistribuir las cargas.

Por esta razón ELECTRODUNAS solicita la implementación de una nueva celda de alimentador de 10 kV en la SET Ica Norte para el año 2013.



3.2.5 Celda de Alimentador en SET Alto la Luna

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, no se consideró el incremento de celdas de alimentador de 10 kV en la SET Alto de la Luna (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

ELECTRODUNAS solicita la ejecución de dicha instalación, debido a que el nivel de utilización de las celdas existentes (cuatro) está por encima de la capacidad nominal (3,5 MW por celda).

ELECTRODUNAS indica que ha procedido a actualizar los valores proyectados en la SET Alto la Luna y señala que la máxima demanda registrada para el año 2013 ha sido de 14,55 MW lo que da un promedio de 3,64 MW por celda. Adicionalmente se tenía pedidos de nuevas cargas del orden de 2 MW, con lo cual se sobrecargaría el alimentador AL105, razón por la cual ELECTRODUNAS determinó la necesidad de implementar una nueva celda de alimentador y poder redistribuir las cargas.

Por esta razón ELECTRODUNAS solicita la implementación de una nueva celda de alimentador de 10 kV en la SET Alto la Luna para el año 2013.

3.2.6 Celda de 22,9 kV en SET Tacama

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó una celda de transformador, una celda de medición y una celda de alimentador de 23 kV en la SET Tacama (Código modular CE-023COU1MCISBTR1, CE-023COU1MCISBMD1 y CE-023COU1MCISBAL1 respectivamente).

ELECTRODUNAS solicita la postergación de dichas instalaciones programadas para el año 2013, debido a que la demanda registrada ha sido menor a la demanda proyectada, básicamente porque las cargas mineras proyectadas a la fecha no han ingresado.

Señala que en la aprobación del Plan de Inversiones la demanda proyectada en la barra de 10 kV para el 2013 fue de 10,76 MW básicamente por cargas mineras. ELECTRODUNAS ha procedido a actualizar los valores proyectados en la SET Tacama y señala que la máxima demanda registrada para el año 2013 para la barra de 10 kV ha sido de 6,27 MW valor por debajo de la proyección. Añade ELECTRODUNAS que en cumplimiento del Plan de Inversiones se procedió al cambio del transformador de 5 MVA de 60/10 kV por otro de 10/4/7 MVA de 60/22,9/10 kV con la finalidad de evitar las sobrecargas. Al no incrementarse la demanda como se tenía previsto y no tener avances de los pedidos de cargas mayores ELECTRODUNAS solicita la postergación de las celdas en 22,9 kV (barra, medición y alimentador) para el año 2014. Asimismo, una condición adicional para solicitar la postergación es la adecuación que se viene implementando en las redes de media tensión en 22,9 kV.

3.2.7 Celda de Transformador en SET Nazca

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó una celda de transformador de 60 kV y una celda de



transformador de 10 kV en la SET Nazca (Código modular CE-060COU1C1ESBTR2 y CE-010COU1MCISBTR1 respectivamente).

ELECTRODUNAS solicita la postergación de dichas instalaciones programada para el año 2014, debido a que la demanda registrada ha sido menor a la demanda proyectada.

ELECTRODUNAS ha procedido a actualizar los valores proyectados en la SET Nazca y señala que la máxima demanda proyectada para el año 2015 para la barra de 10 kV sería de 7,90 MW y en la barra de 22,9 kV sería de 7,61 MW, siendo en ambos casos la capacidad nominal del transformador existente de 8 MVA en ONAN y 10 MVA en ONAF. En ese sentido señala que recién en el 2015 se justificaría la implementación de un segundo transformador junto con sus celdas de transformación de 60 kV y 10 kV.

3.2.8 Compensación en SET Paracas, Nazca y Puquio

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó la implementación de compensación con sus respectivas celdas de compensador en las siguientes subestaciones: i) SET Paracas, compensador 10 kV 3,0 MVAR para el año 2014; ii) SET Nazca, compensador 10 kV 4,0 MVAR para el año 2013 y; iii) SET Puquio 23 kV 4,0 MVAR para el año 2013.

ELECTRODUNAS solicita la postergación de dichas instalaciones para el año 2015, debido a que la empresa ha implementado bancos de condensadores fijos en la red de distribución en media tensión por un total de 12,6 MVAR (28 bancos de condensadores fijos de 450 kVAR). Con la implementación de los bancos en media tensión ELECTRODUNAS señala que debe efectuar estudios para proyectar la compensación a nivel de barras y tiene previsto su ejecución para el año 2015.

3.2.9 Segunda terna derivación El Carmen

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó una línea que va de la derivación el Carmen a la SET El Carmen, la cual fue asignada al MINEM; asociada a este proyecto y asignada a ELECTRODUNAS, se aprobó la instalación de una celda de línea en la SET El Carmen (Código modular CE-060COU1C1ESBLI2).

Indica ELECTRODUNAS que la SET El Carmen actualmente cuenta con una celda línea-transformador, lo cual no permitiría la funcionalidad de una barra en PI sólo con la incorporación de una celda de línea, por lo que requiere la inclusión de una celda de línea adicional. Por otro lado, señala la empresa que, a fin de mejorar la calidad de servicio y la confiabilidad del sistema eléctrico, solicita que el proyecto sea reasignado a ELECTRODUNAS y reprogramar la puesta en servicio para el año 2015.

3.2.10 Segunda terna derivación El Pedregal

ELECTRODUNAS señala en su ESTUDIO que, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó una línea que va de la derivación el Pedregal a la SET El Pedregal, la cual fue asignada al MINEM; asociada a este proyecto y



asignada a ELECTRODUNAS, se aprobó la instalación de una celda de línea en la SET El Pedregal (Código modular CE-060COU1C1ESBLI2).

Indica ELECTRODUNAS que la SET El Pedregal actualmente cuenta con una celda línea-transformador, lo cual no permitiría la funcionalidad de una barra en PI sólo con la incorporación de una celda de línea, por lo que requiere la inclusión de una celda de línea adicional. Por otro lado, señala la empresa que, a fin de mejorar la calidad de servicio y la confiabilidad del sistema eléctrico, solicita que el proyecto sea reasignado a ELECTRODUNAS y reprogramar la puesta en servicio para el año 2015.



4. Observaciones al Estudio de sustento

A través del Oficio N° 0688-2014-GART, el 17 de julio de 2014 Osinergmin remitió a ELECTRODUNAS las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 11 de agosto de 2014 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso.

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 presentado los archivos de simulación de flujo de potencia del Área de Demanda 8, la actualización de la demanda utilizada y las hojas de cálculo con los resultados propuestos en el ESTUDIO.

- Respecto a los pedidos de postergación para la implementación de celdas de alimentador, medición y transformación, la concesionaria no incluye en el ESTUDIO la justificación pertinente para la reprogramación en cuestión, la cual debe basarse en los criterios establecidos en la descripción del formato “F-200” de la NORMA TARIFAS.

- Respecto a los pedidos de postergación para la implementación de celdas de alimentador, medición y transformación, se requirió a la concesionaria sincerar el año de puesta en servicio de los elementos.

- Se requirió a la empresa sustente el valor de 3,5 MW considerado por la concesionaria como valor razonable para la cargabilidad de cada alimentador de 10 kV.

- Se requirió a la empresa presente sus estudios de compensación reactiva, con lo cual se verificará si aún continua siendo necesaria la implementación de los Bancos de Compensación Reactiva.



- Respecto a la reasignación de proyectos se requiere que ELECTRODUNAS se pronuncie sobre el contenido del Oficio N° 0055-2014/MEM/DGE del MINEM, en el que señala que no licitará la totalidad de proyectos propuestos.



5. Propuesta Final

El 16 de setiembre de 2014, con carta GI-095-2014/PO, ELECTRODUNAS presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin, de forma extemporánea.

Al respecto, cabe señalar que los documentos antes citados, no serán considerados para el análisis particular que el Regulador realiza sobre cada respuesta a las observaciones planteadas, debido a que dicha documentación fue presentada fuera del plazo improrrogable que se otorgó, habiéndose perdido tal derecho, conforme se explica en el informe legal respectivo. No obstante, la información pertinente contenida en las mencionadas cartas será tomada en cuenta para el análisis que sustenta el pronunciamiento del Regulador, por tratarse de información disponible, sobre la base del principio administrativo de verdad material, según se indica en el citado informe legal.



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa ELECTRODUNAS en su PROPUESTA INICIAL (en adelante solo “PROPUESTA”).

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

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

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

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

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



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

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

1) Cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad.

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

3) Cambios en las condiciones técnicas o constructivas, o

4) Por otras razones debidamente justificadas.

Al respecto, ELECTRODUNAS como parte de su PROPUESTA indicó que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 8 son: la disminución de la demanda proyectada y variaciones en las condiciones técnicas de las redes de distribución que modifican las condiciones de operación de los sistemas eléctricos, ambos asociados a las causales 1) y 3) del párrafo anterior.

En ese sentido, Osinergmin en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible, ha revisado si las causales que menciona ELECTRODUNAS para justificar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, son válidas. A continuación se analizan cada una de las causales mencionadas por ELECTRODUNAS.

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

Dado que se requiere analizar los pedidos de ELECTRODUNAS sobre postergación de la fecha de puesta en servicio de determinados proyectos, que de una u otra manera estarían relacionados con una variación de la demanda proyectada para el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, se procede a actualizar la proyección de la demanda del Área de Demanda 8.

En términos generales, según se aprecia en el siguiente gráfico, la demanda estimada en el PI vigente fue sobrestimada en 12% para el año 2013, y al compararla con la nueva proyección la perspectiva de crecimiento para todo el horizonte resultó menor en un 22%.



Figura Nº 6.1 COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE DEL ÁREA DE

DEMANDA 8

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Comparativo de la Demanda Coincidente

PIV Act.

Por otro lado, a fin de verificar si se requiere postergar la implementación de nuevas celdas de alimentadores en las SET’s Pueblo Nuevo y Tacama, según lo requiere ELECTRODUNAS, en el siguiente gráfico se realiza una comparación de la proyección de la demanda coincidente con el SEIN, entre lo considerado para la aprobación del Plan de Inversiones vigente, lo presentado por ELECTRODUNAS en su solicitud de modificación del mismo y la que ha realizado Osinergmin con fines de verificación.

Figura Nº 6.2

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


PUEBLO NUEVO - PIV PUEBLO NUEVO - Act. PUEBLO NUEVO - ELD



Figura Nº 6.3

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW


TACAMA - PIV TACAMA - Act. TACAMA - ELD

Como se observa en los gráficos anteriores, la demanda considerada para la aprobación del Plan vigente y la actualizada por Osinergmin presentan una considerable disminución, es mucho menor incluso a lo proyectado por ELECTRODUNAS. Al respecto, según el mismo gráfico, se necesita revaluar la necesidad de considerar un mayor número de celdas de alimentador respecto a las existentes.

En ese sentido, la causal de disminución de la demanda para el Área de Demanda 8, conforme lo refiere ELECTRODUNAS, sería válida por los argumentos señalados en los párrafos precedentes.

6.1.2 Cambios en las condiciones técnicas o constructivas

ELECTRODUNAS señala que con la implementación de compensación reactiva, por un total de 12,6 MVAR, a nivel de la red de distribución de media tensión (28 bancos de condensadores fijos de 450 kVAR), se ha mejorado el perfil de tensión e incluso se ha instalado una potencia mayor a la requerida por Osinergmin.

Añade ELECTRODUNAS que con la instalación de dichos bancos, el consumo de potencia reactiva ha disminuido en las SET Paracas, Nazca y Puquio y por tanto no sería necesario la instalación de compensación reactiva a nivel de barras.

Se ha procedido a revisar la información correspondiente a los diagramas de carga de la SET Paracas, Nazca y Puquio y se ha verificado que existe una mejora en el factor de potencia de las barras de media tensión de dichas subestaciones. Esta situación origina una revisión de la compensación aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017 para verificar si el dimensionamiento es el adecuado.

Por otro lado, ELECTRODUNAS argumentando la necesidad de mejorar la calidad del servicio y la confiabilidad del sistema eléctrico Chincha, solicita la reasignación de los siguientes proyectos: i) segunda terna derivación El Carmen y; ii) segunda terna derivación El Pedregal, que en el Plan de Inversiones 2013-2017 fueron asignadas al MINEM. Al respecto, se ha revisado la información que el MINEM ha remitido



respecto de los proyectos que estaban a su cargo en el Área de Demanda 8; en dicha información indica que es responsabilidad de ELECTRODUNAS mantener la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico en su área de concesión y por tanto debe ser responsable de la ejecución de todos los proyectos.

La causal referida a los cambios en las condiciones de operación del sistema eléctrico asociados a la compensación en la red de distribución y la reasignación serían válidas por los argumentos señalados en los párrafos precedentes.

En efecto, por los motivos descritos en las secciones 6.1.1 y 6.1.2, las causales mencionadas por ELECTRODUNAS para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, son válidas; por lo tanto, queda claro que existen razones para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 8.

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

Se ha revisado la proyección de la demanda según la metodología establecida en la NORMA TARIFAS, a fin de verificar lo presentado por ELECTRODUNAS, toda vez que la mayoría de sus pedidos están orientados a una postergación de proyectos, debido a la variación de la demanda proyectada respecto a la considerada para el Plan de Inversiones vigente, según argumenta.

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 8, de manera comparativa con la propuesta de ELECTRODUNAS. 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 8, se incorporaron las nuevas demandas que se indican en el cuadro siguiente:



Cuadro N° 6.1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 8 USUARIOS LIBRES Y NUEVAS DEMANDAS (MW)

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

INDEPENDENCIA 220CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA

(ICA)119.57 119.57 119.57 119.57 119.57 119.57 119.57 119.57 119.57 119.57 119.57

PARACAS 22.9 AUSTRAL GROUP (ICA) 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35 2.35

TAMBO DE MORA 22.9 CENTINELA 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

PARACAS 22.9GRUPO SINDICATO PESQUERO DEL

PERÚ 23.34 3.34 3.34 3.34 3.34 3.34 3.34 3.34 3.34 3.34 3.34

PAPELERA DEL SUR 22.9 PAPELERA DEL SUR 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18 4.18

INDEPENDENCIA 220 PRAXAIR PERÚ (ICA) 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80 6.80

PISCO 10 SACOS PISCO 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02

C.T SAN NICOLAS 13.2 SHOUGANG HIERRO PERÚ 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71 55.71

ALTO LA LUNA 60 CREDISA PISCO 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99 2.99

FUNSUR 60 MINSUR (ICA) 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43

ALTO LA LUNA 10 COTTONSUR 1 (OLPISA) 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01

PARACAS 10 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS 2 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51

ALTO LA LUNA 10 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64

C.T SAN NICOLAS 13.2 SHOUGANG HIERRO PERÚ (JAHUAY) 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28 0.28

MINA SHOUGANG 60 SHOUGANG HIERRO PERU (MINA) 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82 7.82

DESIERTO 220 MINERA MILPO (DESIERTO) 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87 27.87

INDEPENDENCIA 220CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA 4

(INDEPENDENCIA)28.40 28.40 28.40 28.40 28.40 28.40 28.40 28.40 28.40 28.40 28.40

TACAMA 10 VIÑA TACAMA 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19

CORACORA 22.9 APUMAYO 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44

SANTA MARGARITA 10 IQF DEL PERÚ (FUNDO SAN JOSE) 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48

SANTA MARGARITA 10 IQF DEL PERÚ (TACARACA IRHS-8) 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11

SEÑOR DE LUREN 10 IQF DEL PERÚ (PLANTA SE2) 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15

SEÑOR DE LUREN 10 IQF DEL PERÚ (PLANTA SE1) 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08

EL CARMEN 10 IQF DEL PERÚ (PLANTA CHINCHA) 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48

SANTA MARGARITA 22.9SOCIEDAD AGRÍCOLA DROKASA

(MEDIDOR N° 07645932)0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37


(MEDIDOR N° 07645934)0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52 0.52


(MEDIDOR N° 07645931)0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18


(MEDIDOR N° 07645930)0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55

TAMBO DE MORA 10CENTINELA (TAMBO DE MORA 2°

CONTRATO)0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92

CORACORA 22.9 BREAPAMPA 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77

TOTAL MAT 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183

TOTAL AT 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14

TOTAL MT 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77

TOTAL 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20 274.20

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 8 (Cuadro N° 6.2).

Cuadro N° 6.2 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 8

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2013 819 683 46 928 1 393 987 2 260 598

2014 819 683 46 928 1 444 896 2 311 507

2015 819 683 46 928 1 501 789 2 368 400

2016 819 683 46 928 1 562 777 2 429 388

2017 819 683 46 928 1 626 194 2 492 805

2018 819 683 46 928 1 691 182 2 557 793



AÑO MAT AT MT TOTAL

2019 819 683 46 928 1 756 537 2 623 148

2020 819 683 46 928 1 822 201 2 688 812

2021 819 683 46 928 1 888 125 2 754 736

2022 819 683 46 928 1 954 268 2 820 879

2023 819 683 46 928 2 020 595 2 887 207

2024 819 683 46 928 2 087 078 2 953 689

2025 819 683 46 928 2 153 692 3 020 303

2026 819 683 46 928 2 220 415 3 087 027

2027 819 683 46 928 2 287 232 3 153 843

2028 819 683 46 928 2 354 126 3 220 737

2029 819 683 46 928 2 421 086 3 287 697

2030 819 683 46 928 2 488 102 3 354 713

2031 819 683 46 928 2 555 164 3 421 775

2032 819 683 46 928 2 622 265 3 488 877

2033 819 683 46 928 2 689 400 3 556 011

2034 819 683 46 928 2 756 562 3 623 173

2035 819 683 46 928 2 823 748 3 690 359

2036 819 683 46 928 2 890 953 3 757 565

2037 819 683 46 928 2 958 175 3 824 787

2038 819 683 46 928 3 025 411 3 892 023

2039 819 683 46 928 3 092 659 3 959 271

2040 819 683 46 928 3 159 917 4 026 528

2041 819 683 46 928 3 227 183 4 093 794

2042 819 683 46 928 3 294 456 4 161 068

2043 819 683 46 928 3 361 735 4 228 347

Nota: (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 la sección 6.2.3 para los usuarios libres, se desarrolló la proyección para dichos usuarios.



Finalmente se obtiene la proyección integrada entre usuarios regulados y libres, como se muestra en Cuadro N° 6.3.

Cuadro N° 6.3 MÁXIMA DEMANDA A NIVEL SISTEMA ELÉCTRICO

Proyección de la Demanda (MW)

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

COELVISAC I 22.9 22,85 24,09 25,47 26,96 28,50 30,08 31,67 33,27 34,88 36,49 38,10

ICA 10 18,95 19,97 21,12 22,35 23,63 24,94 26,26 27,59 28,92 30,25 31,59

ICA NORTE 10 13,26 13,98 14,78 15,64 16,54 17,46 18,38 19,31 20,24 21,17 22,11

ICA NORTE 10 3,99 4,21 4,45 4,71 4,98 5,26 5,54 5,82 6,10 6,38 6,66

STA. MARGARITA 10 6,64 6,99 7,37 7,78 8,21 8,65 9,09 9,53 9,97 10,42 10,86

STA. MARGARITA 22.9 9,89 10,39 10,94 11,53 12,15 12,78 13,42 14,05 14,70 15,34 15,98

TACAMA 10 3,92 4,13 4,36 4,61 4,86 5,13 5,39 5,66 5,93 6,19 6,46

SEÑOR DE LUREN 10 15,51 16,35 17,28 18,29 19,33 20,40 21,48 22,56 23,64 24,73 25,82

EL CARMEN 10 7,17 7,53 7,94 8,37 8,83 9,29 9,75 10,22 10,69 11,16 11,64

PEDREGAL 10 15,91 16,77 17,74 18,77 19,84 20,94 22,05 23,16 24,28 25,40 26,53

PUEBLO NUEVO 10 14,11 14,87 15,73 16,64 17,59 18,57 19,55 20,54 21,53 22,52 23,52

TAMBO DE MORA 10 4,31 4,54 4,80 5,08 5,37 5,67 5,97 6,27 6,57 6,88 7,18

TAMBO DE MORA 10 3,64 3,79 3,95 4,13 4,31 4,50 4,69 4,88 5,07 5,27 5,46

ALTO LA LUNA 10 10,44 10,88 11,37 11,90 12,45 13,01 13,58 14,15 14,72 15,29 15,87

INDEPENDENCIA 10 0,52 0,55 0,58 0,62 0,65 0,69 0,73 0,76 0,80 0,84 0,87

PARACAS 10 10,40 10,85 11,35 11,89 12,45 13,02 13,60 14,18 14,76 15,34 15,93

PARACAS 22.9 7,36 7,48 7,61 7,76 7,91 8,06 8,22 8,37 8,53 8,69 8,84

PISCO 10 4,37 4,56 4,78 5,00 5,24 5,48 5,72 5,97 6,21 6,46 6,71

CORACORA 10 0,57 0,61 0,64 0,68 0,72 0,76 0,80 0,84 0,88 0,92 0,96

CORACORA 22.9 1,58 1,62 1,66 1,71 1,75 1,80 1,85 1,89 1,94 1,99 2,04

NAZCA 10 6,32 6,66 7,05 7,46 7,89 8,32 8,76 9,21 9,65 10,09 10,54

NAZCA 22.9 4,62 4,87 5,15 5,45 5,76 6,08 6,40 6,72 7,05 7,37 7,70

PALPA 10 0,73 0,77 0,81 0,86 0,91 0,96 1,01 1,06 1,11 1,17 1,22

PALPA 22.9 2,55 2,69 2,84 3,01 3,18 3,36 3,54 3,72 3,89 4,07 4,25

PUQUIO 10 0,68 0,72 0,76 0,80 0,85 0,90 0,95 0,99 1,04 1,09 1,14

PUQUIO 22.9 0,63 0,67 0,70 0,74 0,79 0,83 0,88 0,92 0,96 1,01 1,05

BELLA UNIÓN 10 0,69 0,73 0,77 0,82 0,86 0,91 0,96 1,01 1,06 1,10 1,15

BELLA UNIÓN 22.9 6,06 6,39 6,75 7,15 7,56 7,98 8,40 8,82 9,25 9,67 10,10

C.T SAN NICOLAS 13.2 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92 4,92

INDEPENDENCIA 220 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49 72,49

FUNSUR 60 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

MINA SHOUGANG 60 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80

DESIERTO 220 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54 23,54



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

TOTAL MAT 96 96 96 96 96 96 96 96 96 96 96

TOTAL AT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

TOTAL MT 203 213 224 236 248 261 274 286 299 312 325

TOTAL 300 310 322 333 346 359 371 384 397 410 423

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 8 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 8. 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 8, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por ELECTRODUNAS:

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

ELECTRODUNAS no ha cumplido con implementar oportunamente las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013 y 2013-2017, lo que debía implicar un análisis de toda el Área de Demanda considerando la situación actual del sistema.

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

6.3.1 Situación actual

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

Conforme ya fue desarrollado en la sección 6.2 “Revisión de la Demanda” del presente informe, la demanda del Área de Demanda 8 ha disminuido respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017.



Tal es así que los años de requerimiento de las nuevas instalaciones para dicho sistema eléctrico determinado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 (años 2013-2014) resultaron aliviados.

En los Cuadros siguientes se presenta para el año 2013 el nivel de utilización de los transformadores (Formato F-202) y de las líneas de transmisión del Área de Demanda 8. Como se puede apreciar ninguna de las instalaciones ha superado el 100% de factor de utilización:

Cuadro N° 6.4 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

Nombre SET Pot.Nom.

HV MVA

Pot.Nom. MV

MVA

Pot.Nom. LV

MVA

Dem. HV

MVA

Dem. MV

MVA

Dem. LV

MVA

Factor de Utilización

HV (%)


MV (%)


LV (%)

Bella Union 9 9 3 7,11 6,38 0,73 79 71 24

Nazca 15 10 10 13,29 6,29 7 89 63 70

Pallpa 9 9 2,5 3,88 2,9 0,98 43 32 39

Paracas (Nuevo Propuesto)2012

40 40 25 19,75 8,39 11,35 49 21 45

ParacasTrafo1 13 5 9 6,81 0 6,81 76 0 76

ParacasTrafo2 13 5 9 8,10 0 8,10 62 0 90

Puquio 9 9 2,5 1,71 0,89 0,82 19 10 33

Santa Margarita Nuevo

31,25 25 18,75 19,85 12,13 7,73 64 49 41

tr3 AltoLuna nuevo 40 40 25 12,67 0 12,67 32 0 51

tr3 ICA_T5-261 50 50 30 39,80 19,85 19,94 80 40 66

tr3 ICA_T59-261 50 50 30 44,35 44,35 0 89 89 0

tr3 MAR_T6-261 75 75 30 10,73 10,73 0 14 14 0

tr3 MAR_T62-261 75 75 30 10,73 10,73 0 14 14 0

tr3 ind_2671 50 50 30 42,85 42,85 0 43 43 0

tr3 ind_2672 50 50 30 43,40 42,85 .55 43 43 1

Cuadro N° 6.5 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DOS

DEVANADOS

Nombre SET

Nombre Transformador

Pot.Nom. MVA

Dem. MVA


(%)

Tambo de Mora Alto la Luna Reserva 15 5,80 39

Coracora Coracora 8,75 1,98 23

Coracora Coracora B 2 0,60 30

El Carmen El Carmen 8,75 7,55 86

Ica Norte Ica Norte A 18,75 14,67 78



Nombre SET

Nombre Transformador

Pot.Nom. MVA

Dem. MVA


(%)

Ica Norte Ica Norte B 8,75 5,93 68

El Pedregal Pedregal 31,25 19,49 62

Pisco Pisco 8,75 7,40 85

Pueblo Nuevo Pueblo Nuevo 18,75 8,10 43

Señor de Luren Señor de Luren 18,75 16,94 90

Tambo de Mora Tambo de Mora 8,75 7,55 58

Villacuri Villacuri 40 24,05 60

Cuadro N° 6.6 FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Nombre Línea de Transmisión

Lado HV Barras

Lado MV Barras

Tensión kV


(%)

DervALTOLUNA_ALTOLUNA ALTOL060 DALTO60 60 34,4

DervCARMEN_CARMEN CARME060 DCARMEN60 60 20,9

DervICANORTE_ICANORTE DICAN60 ICANT060 60 47,1

DervICANORTE_TACAMA DICAN60 TACAM060 60 12,2

DervPEDREGAL_PEDREGAL PEDRE060 DPEDRE60 60 49,2

DervPEDREGAL_TMORA(1) TMORA060 DPEDRE60 60 28,8

DervTMORA_DervPEDREGAL DTMORA60 DPEDRE60 60 86,3

ICA_DervICANORTE ICAPA060B DICAN60 60 57,6

INDEPENDENCIA-DCARMEN DCARMEN60 INDEP060 60 71,3

INDEPENDENCIA-VILLACURI VILLA060 INDEP060 60 44,8

INDEPENDENCIA_DPARAC60b INDEP060 DPARACAS60 60 53,1

TACAMA_VILLACURI - VILLA060 - TACAM060 60 0,0

lne BLU_MAR_61 DERVJAHUAY MARCN060 60 19,3

lne BLU_MAR_61(1) BUNIO060 DERVJAHUAY 60 17,7

lne CHIN_DTAMB_81(1) DPUEB2 DTMORA60 60 1,0

lne CHIN_DTAMB_81(2) DPUEB1 DCARMEN60 60 47,6

lne DALTO_PISC_81 PISCO060 DALTO60 60 12,4

lne DCHIN_CHIN_81 PNUEV060 DPUEB1 60 48,9

lne DCHIN_CHIN_81(2) PNUEV060 DPUEB2 60 0,8

lne DPALP_NAZCA_81 DPALP60 NAZCA060 60 49,8

lne DPALP_PALP_81 DPALP60 PALPA060 60 8,9

lne DPAR_PAR_81 DPARACAS60 DFUNSUR60 60 53,1

lne DPAR_PAR_81(1) DFUNSUR60 PARAC060 60 53,2

lne DervJahuay_Jahuay JAHUA060 DERVJAHUAY 60 2,0

lne ICA_SMARG ICAPA060 SMARG060 60 45,9

lne INDEPENDENCIA_DALTO60 INDEP060 DALTO60 60 42,4

lne Indepe-DCarmen INDEP060 DTMORA60 60 84,6



Nombre Línea de Transmisión

Lado HV Barras

Lado MV Barras

Tensión kV


(%)

lne MARC_DPALPA_81 MARCN060 DPALP60 60 60,2

lne NAZCA_PUQUIO_81 NAZCA060 PUQUI060 60 12,0

lne PUQUIO_CORACORA PUQUI060 CORAC060 60 7,8

lne csl_ICA-Luren-a ICAPA060B T(1) 60 42,5

lne csl_ICA-Luren-b T(1) SLURE060 60 42,6

6.3.2 Celda de Alimentador en SET Pedregal

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Pedregal, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013 – 2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.4.

Figura N° 6.4 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET PEDREGAL

En el Cuadro N° 6.7 se muestra, para el periodo 2013-2017, la capacidad de las celdas de alimentadores existentes en la SET Pedregal.

Cuadro N° 6.7 UTILIZACIÓN DE LAS CELDAS DE ALIMENTADORES DE LA SET

PEDREGAL

Año 2013 2014 2015 2016 2017

MAX. DEM. (1)

19,49 20,54 21,72 22,99 24,31

FACTOR DE USO (MW por celda)

(2)

4,87 5,14 5,43 5,75 6,08


(3)

3,90 4,11 4,34 4,60 4,86

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 4 alimentadores. (3) Factor de uso considerando los alimentadores existentes (04) más la celda provisoria.

Como se puede apreciar del cuadro anterior, la adición de la celda temporal ha mejorado la distribución de la carga en las celdas de alimentadores de la



SET Pedregal. Por tanto, es razonable aceptar la solicitud de ELECTRODUNAS de postergar la celda de alimentador de la SET Pedregal, aprobada para el 2013 en el Plan de Inversiones 2013-2017, para el año 2015.

Adicionalmente, la postergación de la implementación de dicha celda permitirá la culminación de las obras que viene efectuando ELECTRODUNAS para adecuar la instalación de celdas del tipo interior, tal y como se constató en la visita técnica efectuada.

6.3.3 Celda de Alimentador en SET Tambo de Mora

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Tambo de Mora, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013 – 2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.5.

Figura N° 6.5 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET TAMBO DE MORA

En el Cuadro N° 6.8 se muestra, para el periodo 2013-2017, la capacidad de las celdas de alimentadores existentes en la SET Tambo de Mora.

Cuadro N° 6.8 UTILIZACIÓN DE LAS CELDAS DE ALIMENTADORES DE LA SET TAMBO

DE MORA

Año 2013 2014 2015 2016 2017

MAX. DEM. (1)

10,87 11,40 12,00 12,64 13,31


(2)

1,81 1,90 2,00 2,11 2,22


(3)

1,55 1,63 1,71 1,81 1,90

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 6 alimentadores existentes. (3) Factor de uso considerando 6 alimentadores existentes + 1 alimentador del Plan de Inversiones 2013-2017.

Como se puede apreciar del cuadro anterior para el periodo 2013-2017, los alimentadores de la SET Tambo de Mora en la situación actual (seis



alimentadores) presentan un bajo factor de uso. Al respecto, si se incluyera en el 2013 la celda de alimentador aprobada en el Plan de Inversiones, 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, se acepta el pedido de exclusión del Plan de Inversiones 2013-2017, de la celda de alimentador de 10 kV en la SET Tambo de Mora (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

6.3.4 Celda de Alimentador en SET Pueblo Nuevo

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Pueblo Nuevo, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013 – 2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.6.

Figura N° 6.6 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET PUEBLO NUEVO

En el Cuadro N° 6.9 se muestra, para el periodo 2013-2017, la capacidad de las celdas de alimentadores existentes en la SET Pueblo Nuevo.

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

PUEBLO NUEVO

Año 2013 2014 2015 2016 2017

MAX. DEM. (1)

10,87 11,40 12,00 12,64 13,31


(2)

1,81 1,90 2,00 2,11 2,22


(3)

1,55 1,63 1,71 1,81 1,90

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 7 alimentadores existentes. (3) Factor de uso considerando 7 alimentadores existentes + 2 alimentadores del Plan de Inversiones 2013-

2017.



Como se puede apreciar del cuadro anterior, para el periodo 2013-2017, los alimentadores de la SET Pueblo Nuevo en la situación actual (siete alimentadores) presentan un bajo factor de uso, por lo que si se incluyera en el 2013 las dos celdas de alimentador aprobadas en el Plan de Inversiones, 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, se acepta el pedido de exclusión del Plan de Inversiones 2013-2017, de las dos celdas de alimentadores de 10 kV en la SET Pueblo Nuevo (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

6.3.5 Celda de Alimentador en SET Ica Norte

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Ica Norte, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013 – 2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.7.

Figura N° 6.7 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET ICA NORTE

En el Cuadro N° 6.10 se muestra, para el periodo 2013-2017, la capacidad de las celdas de alimentadores existentes en la SET Ica Norte.

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

NORTE

Año 2013 2014 2015 2016 2017

MAX. DEM. (1)

20,60 21,71 22,96 24,30 25,69


(2)

5,15 5,43 5,74 6,08 6,42


(3)

5,15 (4)

4,34 4,59 4,86 5,14

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 4 alimentadores existentes. (3) Factor de uso considerando 4 alimentadores existentes + 1 alimentadores propuesto por ELECTRODUNAS. (4) El año 2013 se considera sólo los 4 alimentadores existentes.



Como se puede apreciar del cuadro anterior, el año 2014 los alimentadores de la SET Ica Norte (cuatro alimentadores) presentan un factor de uso alto. A fin de mejorar el factor de uso promedio de las celdas y optimizar la distribución de la carga de los alimentadores se debe incluir una celda de alimentador a partir del año 2014; con la inclusión de está celda además de mejorar el factor de uso de las celdas, se podrá atender los nuevos requerimientos de demanda sustentados por ELECTRODUNAS.

En ese sentido, se acepta el pedido de incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 la celda de alimentador de 10 kV en la SET Ica Norte (Código modular CE-010COU1MCISBAL1) para el año 2014.

6.3.6 Celda de Alimentador en SET Alto la Luna

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Alto la Luna, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013–2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.8.

Figura N° 6.8 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET ALTO LA LUNA

En el Cuadro N° 6.11 se muestra, para el periodo 2013-2017, la capacidad de las celdas de alimentadores existentes en la SET Alto la Luna.

Cuadro N° 6.11 UTILIZACIÓN DE LAS CELDAS DE ALIMENTADORES DE LA SET ALTO

LA LUNA

Año 2013 2014 2015 2016 2017

MAX. DEM. (1)

12,67 13,21 13,81 14,45 15,12


(2)

3,17 3,30 3,45 3,61 3,78


(3)

2,53 2,64 2,76 2,89 3,02

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET. (2) Factor de uso considerando 4 alimentadores existentes. (3) Factor de uso considerando 4 alimentadores existentes + 1 alimentadores propuesto por ELECTRODUNAS.



Como se puede apreciar del cuadro anterior, para el periodo 2013-2017, los alimentadores de la SET Alto la Luna en la situación actual (cuatro alimentadores) presentan un factor de uso adecuado, por lo que si se incluyera en el 2013 una celda de alimentador como propone ELECTRODUNAS, el factor de uso promedio de todas las celdas disminuiría, 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 el pedido de incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 la celda de alimentador de 10 kV en la SET Alto la Luna (Código modular CE-010COU1MCISBAL1).

6.3.7 Celdas de 22,9 kV en SET Tacama

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Tacama, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013–2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.9.

Figura N° 6.9 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET TACAMA

Adicionalmente, del análisis de la demanda, se ha verificado que la proyección de consumos en la barra de 22,9 de la SET Tacama, aún no se ha dado básicamente porque las cargas mineras no han ingresado y la adecuación de las redes de distribución en media tensión está en proceso de ejecución.

En ese sentido, dado que aún no existe en la SET Tacama una demanda real en 22,9 kV se acepta el pedido de postergar la ejecución de las celdas en 22,9 kV (transformación, medición y alimentador) para el año 2015. Se considera el año 2015, a fin de que puedan concluir los trabajos de adecuación de las redes de distribución y además resulta un plazo razonable para la ejecución de las obras necesarias para la implementación de las celdas en 22,9 kV.



Adicionalmente, de la visita técnica efectuada por Osinergmin, se ha verificado que el transformador de reserva de 5 MVA programado como baja para el año 2013, es un transformador que posee conmutador bajo carga y ha sido repotenciado, razón por la cual no debe ser considerado como baja; por otro lado de la misma visita se verificó que existe un transformador de 7 MVA que no posee conmutación bajo carga y que por tanto no podría ser usado ante problemas de sobre tensiones o sub tensiones; en ese sentido este transformador debe ser considerado dentro de los elementos de baja.

6.3.8 Celda de Transformador en SET Nazca

Osinergmin ha procedido a revisar la proyección de la demanda en la SET Nazca, y ha verificado que para el año 2013 la proyección de la demanda empleada en la aprobación del Plan de Inversiones 2013–2017 fue mayor que la real como se puede apreciar en la Figura N° 6.10.

Figura N° 6.10 COMPARATIVO DE LA DEMANDA EN LA SET NAZCA

En el Cuadro N° 6.12 se muestra, para el periodo 2013-2017, el factor de utilización del transformador de la SET Nazca (formato F-202).

Cuadro N° 6.12 CARGABILIDAD DEL TRANSFORMADOR DE LA SET NAZCA

SUBESTACIÓN 2013 2014 2015 2016 2017

SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1)

13,29 14,01 14,81 15,67 16,57

60/22.9/10 kV P INST (2)

15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

Lado 60 kV FACTOR DE USO 89% 93% 99% 104% 110%

MAX. DEM. (1)

6,29 6,63 7,01 7,42 7,85

P INST (2)

10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 63% 66% 70% 74% 78%

MAX. DEM. (1)

7,00 7,38 7,80 8,25 8,73

P INST (2)

10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

Lado 10 kV FACTOR DE USO 70% 74% 78% 83% 87%

(1) Valor numérico sin decimales de la máxima demanda (MVA) registrada en la SET, en el año representativo. (2) Valor numérico con dos (02) decimales igual a la potencia ONAF (MVA) instalada en la SET



Cabe señalar que de acuerdo al análisis de la proyección de la demanda, el transformador de la SET Nazca presentaría niveles de sobrecarga al año 2016 del orden del 4%. Sin embargo, dado que existe cierto grado de incertidumbre en la proyección de la demanda y con el fin de brindar un servicio de calidad y con confiabilidad es recomendable la ejecución del segundo transformador en la SET Nazca para el año 2015, puesto que el nivel de carga para ese año sería de 99%.

En ese sentido, se acepta el pedido de postergar la ejecución de las celdas de transformación en 60 kV y 10 kV en la SET Nazca para el año 2015.

6.3.9 Compensación en SET Paracas, Nazca y Puquio

Osinergmin ha evaluado, mediante análisis de flujo de potencia, los perfiles de tensión en las barras de media tensión de las diferentes subestaciones del Área de Demanda 8, entre ellas la SET Paracas, Nazca y Puquio; esta evaluación se ha efectuado entre los años 2013 y 2016. El objetivo del análisis es monitorear el perfil de tensión e identificar la necesidad de compensación reactiva en las barras de media tensión a fin de que los valores de tensión se encuentren de los límites permisibles (1,05 – 0,95 p.u.). En el Cuadro N° 6.13 se presenta la evolución del perfil de tensión de las diferentes barras de media tensión en el Área de Demanda 8; en este análisis no se considera la implementación de compensación reactivo, salvo en la SET Coracora (3,6 MVAR en 2015).

Cuadro N° 6.13 PERFIL DE TENSIÓN EN BARRAS DE MEDIA TENSIÓN – ÁREA DE DEMANDA 8

Nombre Tensión

(kV) 2013 2014 2015 2016 (1) 2016 (2)

ALTOL23 22,900 1,001 0,991 0,992 1,024 1,023

BUNIO023 22,900 1,001 1,018 1,002 1,002 0,977

PALPA023 22,900 0,991 1,006 1,005 0,995 1,042

PNUEV23 22,900 0,996 0,980 0,995 0,993 1,019

PUQIO023 22,900 0,969 0,982 1,006 0,987 1,033

SMARG023 22,900 1,004 0,992 0,994 0,979 0,991

TACAM23 22,900 1,027 1,019 0,998 0,998 1,008

CORAC023 22,900 0,955 0,968 1,014 0,994 1,022

NAZCA023 22,900 0,989 1,003 1,002 0,975 1,039

PARAC023 22,900 0,995 0,998 0,998 1,059 0,999

PARAC023a 22,900 0,995 0,998 0,998 1,059 0,999

VILLA023 22,900 0,983 0,971 1,002 1,005 1,004

ALTOL010 10,000 0,995 0,984 0,984 1,017 1,016

CARME010 10,000 0,972 0,995 0,976 1,013 1,023

CORAC010 10,000 0,971 0,983 1,031 1,009 0,986

ICANT010 10,000 1,020 1,009 0,994 0,992 1,004

ICANT010A 10,000 1,015 1,006 0,992 0,991 1,002

ICAPA010 10,000 1,012 1,004 0,992 0,982 0,993

ICAPA010B 10,000 1,027 1,020 1,009 1,001 1,011



Nombre Tensión

(kV) 2013 2014 2015 2016 (1) 2016 (2)

INDEP010 10,000 1,034 1,029 1,035 1,044 1,042

INDEP010B 10,000 1,034 1,029 1,035 1,044 1,042

NAZCA010 10,000 0,984 0,998 0,994 0,966 1,033

PALPA010 10,000 0,992 1,007 1,006 0,996 1,043

PARAC010 10,000 0,986 0,988 0,988 1,049 0,988

PARAC010a 10,000 0,986 0,988 0,988 1,049 0,988

PEDRE010 10,000 0,985 1,005 0,993 0,990 1,023

PISCO010 10,000 1,023 1,012 1,013 1,045 1,044

PNUEV010 10,000 0,984 1,005 0,996 0,993 1,010

PNUEV10 10,000 0,992 0,976 0,990 0,987 1,014

PUQIO010 10,000 0,967 0,980 1,004 0,985 1,031

SLURE010 10,000 0,966 0,956 0,990 0,983 0,994

SMARG010 10,000 1,001 0,989 0,990 0,975 0,987

TACAM010 10,000 1,026 1,017 0,996 0,995 1,006

TMORA010 10,000 0,985 0,984 0,992 0,969 0,986

TMORA10 10,000 0,976 0,980 0,969 0,967 0,997 (1) No considera la implementación de la SET Chincha Nueva 220/60 kV ni la SET Nazca

Nueva 220/60 kV (2) Considera la implementación de la SET Chincha Nueva 220/60 kV y la SET Nazca

Nueva 220/60 kV

Como se puede apreciar de los resultados los perfiles de tensión de las diferentes barras, éstas están por encima del valor mínimo de 0,95 p.u. Cabe señalar que con el ingreso de las SET Chincha Nueva 220 kV y Nazca Nueva 220 kV los perfiles de tensión mejoran considerablemente y por tanto la necesidad de compensación reactiva a nivel de barras de media tensión se ve postergada para después del año 2017. En ese sentido, resulta razonable excluir del Plan de Inversiones 2013-2017 la compensación reactiva en la SET Paracas, Nazca y Puquio.

Adicionalmente, de la visita técnica efectuada por Osinergmin, se ha verificado que a la fecha ELECTRODUNAS no ha instalado la compensación en las SET’s Tambo de Mora y SET Pueblo Nuevo (que son instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 y que fueron previstas ejecutarlas en el año 2012); con esta información se ha efectuado el análisis de flujo de potencia del Área de Demanda 8 y se ha verificado que en el periodo 2013–2017 no resulta necesario incluir compensación reactiva en dichas subestaciones.

6.3.10 Segunda terna derivación El Carmen

Osinergmin ha verificado que en la SET El Carmen existe actualmente una celda de línea-transformador 60 kV, y que en el Plan de Inversiones 2013-2017 se ha aprobado la ejecución de la línea segunda terna Derivación-El Carmen junto con una celda de línea 60 kV.

Dado que en la SET El Carmen solo existe una celda línea-transformador, es necesario la implementación de dos celdas de línea en dicha subestación a fin de hacer posible la ejecución de la segunda terna Derivación-El Carmen. En ese sentido, se acepta el pedido de incluir en el Plan de Inversiones 2013-



2017 una celda de línea en la SET El Carmen (Código modular CE-060COU1C1ESBLI2).

Por otro lado, cabe señalar que, de acuerdo al Oficio N° 1648-2014/MEM-DGE, el MINEM comunica a ELECTRODUNAS que no ejecutará, entre otros, el proyecto segunda terna Derivación-El Carmen, por lo que la titularidad de dicha línea es reasignada a ELECTRODUNAS. Cabe señalar que el proyecto está programado para el año 2015.

6.3.11 Segunda terna derivación El Pedregal

Osinergmin ha verificado que en la SET El Pedregal existe actualmente una celda de línea-transformador 60 kV, y en el Plan de Inversiones 2013-2017 se ha aprobado la ejecución de la segunda terna Derivación-El Pedregal junto con una celda de línea 60 kV.

Dado que en la SET El Pedregal solo existe una celda línea-transformador, es necesario la implementación de dos celdas de línea en dicha subestación a fin de hacer posible la ejecución de la segunda terna Derivación-El Carmen. En ese sentido, se acepta el pedido de incluir en el Plan de Inversiones 2013-2017 una celda de línea en la SET El Pedregal (Código modular CE-060COU1C1ESBLI2).

Por otro lado, cabe señalar que, de acuerdo al Oficio N° 1648-2014/MEM-DGE, el MINEM comunica a ELECTRODUNAS que no ejecutará, entre otros, el proyecto segunda terna Derivación-El Pedregal, por lo que la titularidad de dicha línea es reasignada a ELECTRODUNAS. Cabe señalar que el proyecto está programado para el año 2015.

6.3.12 Reasignación de proyectos a ELECTRODUNAS

El Ministerio de Energía y Minas, mediante Oficio N° 0055-2014/MEM-DGE, de fecha 15 de enero de 2014, comunicó a ELECTRODUNAS que no efectuará la licitación de proyectos asignados al MINEM a pedido de ELECTRODUNAS, debido a que a esa fecha no entregó los expedientes técnicos requeridos para efectuar la licitación de los. Añade el MINEM en esa comunicación, que conforme lo señala el Artículo 64 del Reglamento de la LCE la ejecución de los proyectos es responsabilidad de ELECTRODUNAS, “que está obligada a garantizar la calidad, continuidad y oportunidad del servicio eléctrico, dentro de su área de concesión, cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnica correspondiente, por lo que cualquier deficiencia en el servicio será de su exclusiva responsabilidad”.

Posteriormente, el Ministerio de Energía y Minas, mediante Oficio N° 1648-2014/MEM-DGE, de fecha 01 de octubre de 2014, comunicó a ELECTRODUNAS que no licitará los proyectos en 60 kV del Área de Demanda 8 asignados al MINEM en el Plan de Inversiones 2013-2017 a solicitud de ELECTRODUNAS por las razones que obedecen a los siguientes aspectos:

Proyectos de pequeña magnitud cuyo monto alcanzaría un valor aproximado de US$ 11 000 000.



El responsable de dirigir la licitación sería el Comité de Inversiones del MINEM.

De acuerdo a la experiencia en otros procesos, desde el encargo de licitación hasta la adjudicación se tienen como mínimo 14 meses; si a esto se añade el tiempo de ejecución, normalmente 25 meses, los proyectos ingresarían el año 2018.

Estos proyectos de monto poco atractivos para inversionistas corren el riesgo de que no haya adjudicatario y se tenga que relicitar los proyectos.

Finalmente, el MINEM recomienda que ELECTRODUNAS asuma la responsabilidad de la puesta en operación de los proyectos.

En ese sentido, a fin de garantizar la calidad del servicio y la confiabilidad de los sistemas eléctricos del Área de Demanda 8 es necesario que ELECTRODUNAS asuma la titularidad de las obras que el MINEM, por las razones expuestas, no va a licitar.

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 8, 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 6.3.5, 6.3.10 y 6.3.11 del presente informe, se encuentra procedente incorporarlas en el Plan de Inversiones 2013-2017 las instalaciones que se muestran en el Cuadro 6.14:

Cuadro N° 6.14 INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 – ÁREA

DE DEMANDA 8

Año Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar Programado

para

2014 ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT ICA NORTE CE-010COU1MCISBAL1 2014

2015 ELECTRODUNAS Celda de Línea SET AT/MT EL CARMEN CE-060COU1C1ESBLI2 2015

2015 ELECTRODUNAS Celda de Línea SET AT/MT EL PEDREGAL CE-060COU1C1ESBLI2 2015

Elementos Reprogramados

Con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.3.2, 6.3.7 y 6.3.8 del presente informe, se encuentra procedente reprogramar los siguientes elementos:



Cuadro N° 6.15 ELEMENTOS REPROGRAMADOS

Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Reprogramado

para

ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PEDREGAL CE-010COU1MCISBAL1 2015

ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT TACAMA CE-023COU1MCISBTR1 2015

ELECTRODUNAS Celda de Medición SET AT/MT TACAMA CE-023COU1MCISBMD1 2015

ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT TACAMA CE-023COU1MCISBAL1 2015

ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT Nazca CE-060COU1C1ESBTR2 2015

ELECTRODUNAS Celda de Transformador SET AT/MT Nazca CE-010COU1MCISBTR1 2015

Elementos Excluidos

Con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.3.3, 6.3.4, 6.3.8 y 6.3.9 del presente informe se encuentra procedente excluir los siguientes elementos:

Cuadro N° 6.16 ELEMENTOS EXCLUIDOS

Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo

Estándar Año

ELECTRODUNAS Compensador 10 kV, 4 MVAR SET AT/MT NASCA SC-023SI3BPEV-0002-2 2013

ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT NASCA CE-023SIR3C1ESBCC1 2013

ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT TAMBO DE MORA CE-010COU1MCISBAL1 2013

ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PUEBLO NUEVO CE-010COU1MCISBAL1 2013

ELECTRODUNAS Celda de Alimentador SET AT/MT PUEBLO NUEVO CE-010COU1MCISBAL1 2013

ELECTRODUNAS Compensador 10 kV, 3 MVAR SET AT/MT PARACAS SC-010CO1BPEV-0001-3 2014

ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT PARACAS CE-010COU1MCISBCC1 2014

ELECTRODUNAS Compensador 23 kV, 4 MVAR SET AT/MT PUQUIO SC-023SI3BPEV-0002-2 2014

ELECTRODUNAS Celda Compensador SET AT/MT PUQUIO CE-023SIR3C1ESBCC1 2014

Elementos Reasignados

Con base en el análisis desarrollado en las secciones 6.3.10, 6.3.11 y 6.3.12 del presente informe se encuentra procedente reasignar los siguientes elementos:

Cuadro N° 6.17 ELEMENTOS REASIGNADOS

Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

ELECTRODUNAS Celda de Línea SET AT/MT LUREN CE-060COU1C1ESBLI2

ELECTRODUNAS Celda de Línea SET AT/MT ICA NORTE CE-060COU1C1ESBLI2

ELECTRODUNAS Ln Independencia - Derv. Pueblo Nuevo LÍNEA LT-060COU0ACD0C1150A-Dif

ELECTRODUNAS Ln Derv. El Carmen - El Carmen - 1Terna LÍNEA LT-060COU0ACD0C1150A-Dife



Titular Nombre Elemento Instalación Código de Módulo Estándar

ELECTRODUNAS Ln Derv. El Carmen - El Carmen - 2Terna LÍNEA LT-060COU0ACD0C1150A

ELECTRODUNAS Ln Derv. Pedregal - Pedregal - 1Terna LÍNEA LT-060COU0ACD0C1150A-Dif

ELECTRODUNAS Ln Derv. Pedregal - Pedregal - 2Terna LÍNEA LT-060COU0ACD0C1150A

ELECTRODUNAS Ln Derv. Ica Norte - Ica Norte LÍNEA LT-060COU0ACS0C1120A

ELECTRODUNAS Ln Ica Norte - Señor de Luren LÍNEA LT-060COU0ACS0C1120A

ELECTRODUNAS Celda de Línea SET AT/MT ICA NORTE CE-060COU1C1ESBLI2

ELECTRODUNAS Celda de Línea SET MAT/AT ICA CE-060COU1C1ESBLI2

ELECTRODUNAS Ln Ica Parcona - Ica Norte - 2Terna LÍNEA LT-060COU0ACD0C1120A

ELECTRODUNAS Celda de Línea SET AT/MT PUEBLO NUEVO CE-060COU1C1ESBLI2

ELECTRODUNAS Ln Chincha Nueva - Pueblo Nuevo LÍNEA LT-060COU0ACD0C1240A

ELECTRODUNAS Ln Independencia - Alto La Luna LÍNEA LT-060COU0ACS0C1150A

Elementos de Baja

Con base en el análisis desarrollado en la sección 6.3.7 del presente informe se encuentra procedente reasignar los siguientes elementos de baja:

Cuadro N° 6.18 ELEMENTOS A EXCLUIR DEL CUADRO DE BAJAS

Año Titular Nombre Elemento Instalación

2013 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/10 kV, 5 MVA ONAF

SET AT/MT TACAMA

Cuadro N° 6.19 ELEMENTOS A INCLUIR EN EL CUADRO DE BAJAS

Año Titular Nombre Elemento Instalación

2013 ELECTRODUNAS Transformador de Potencia 60/10 kV, 7 MVA

SET AT/MT TACAMA



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) ELECTRODUNAS como parte de su PROPUESTA motiva su solicitud, indicando que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al Área de Demanda 8 son: 1) variaciones en las condiciones técnicas de las redes de distribución que modifican las condiciones de operación de los sistemas eléctricos y; 2) poco crecimiento de la demanda eléctrica que resulta ser menor al empleado en la aprobación del Plan de Inversiones en el año 2012. Ambas causales las asocia a la primera y tercera razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

b) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, dada la disminución de la demanda eléctrica en la SET El Pedregal resulta conveniente postergar la instalación de una celda de alimentador, considerada para el año 2013 en el Plan de Inversiones, para el año 2015.

c) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, dada la disminución de la demanda eléctrica en la SET El Tambo de Mora, y la existencia de celdas de alimentador suficientes para atender la demanda de la zona, resulta conveniente excluir la instalación de una celda de alimentador considerada en el Plan de Inversiones para el año 2013.

d) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, dada la disminución de la demanda eléctrica en la SET Pueblo Nuevo, y la existencia de celdas de alimentador suficientes para atender la demanda de la zona, resulta conveniente excluir la instalación de dos celdas de alimentador consideradas en el Plan de Inversiones para el año 2013.

e) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existen cuatro celdas de alimentador en la SET Ica Norte 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 incluir la instalación de una celda de alimentador en la SET Ica Norte considerada para el año 2014.



f) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, existen cuatro celdas de alimentador en la SET Alto la Luna, por lo que la inclusión de una celda de alimentador el año 2013 resultaría en un bajo factor de uso de las celdas produciéndose una subutilización de dichas instalaciones; en ese sentido no se acepta el pedido de inclusión de una celda de alimentador en la SET Alto la Luna.

g) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, dada la disminución de la demanda eléctrica en la SET Tacama resulta conveniente postergar la instalación de una celda de barra, medición y alimentador para el año 2015.

h) De la evaluación en campo, se verifica que se debe excluir de la programación de bajas al transformador de reserva de 5 MVA de la SET Tacama y considerar en su lugar al transformador de 7 MVA de la SET Tacama.

i) De acuerdo a lo verificado por Osinergmin, dado la disminución de la demanda eléctrica en la SET Nazca resulta conveniente postergar la instalación de una celda de transformación en 60 kV y 10 kV para el año 2015.

j) Respecto a la compensación reactiva en las SET Paracas, Nazca y Puquio, del análisis de flujo de potencia se ha verificado que su necesidad ha sido desplazada para después del año 2016; en ese sentido resulta conveniente su exclusión del Plan de Inversiones 2013-2017.

k) Respecto a la segunda terna Derivación-El Carmen, se ha verificado la necesidad de incluir una celda de línea adicional en la SET El Carmen a fin de hacer viable la ejecución del proyecto; asimismo se debe reasignar la titularidad del proyecto segunda terna Derivación-El Carmen a ELECTRODUNAS. El proyecto está programado para el año 2015.

l) Respecto a la segunda terna Derivación-El Pedregal, se ha verificado la necesidad de incluir una celda de línea adicional en la SET El Pedregal a fin de hacer viable la ejecución del proyecto; asimismo se debe reasignar la titularidad del proyecto segunda terna Derivación-El Pedregal a ELECTRODUNAS. El proyecto está programado para el año 2015.

m) Respecto a los proyectos en 60 kV asignados al MINEM, dado que éste ha informado que no va a llevar a cabo la licitación, se debe reasignar la totalidad de proyectos en 60 kV del Área de Demanda 8 a ELECTRODUNAS.

n) Se recomienda la emisión de una resolución que declare procedente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 8, 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 Diagrama Unifilar del Sistema Actual.

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

Anexo C Cuadros Comparativos.



Anexo A Diagrama Unifilar del Sistema Actual



Actual Sistema Eléctrico Área de Demanda 8

PowerFactory 14.1.3

Project:

Graphic: AREA_08

Date:

Annex:

Nodes Branches

13/

5/9

MV

A

Rota

do d

e P

arac

as

40/

40/

25 M

VA

(201

2)

15

MV

A

Rota

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Lun

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240

mm

2 A

AA

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26.

2km

(20

10)

240mm2 AAAC - 26.2km (Enero-2010)

AL

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3

PN

UE

V2

3

PNUEV10TMORA10

TACAM23

SMARG060

CO

RA

C0

60

ICANT010AICANT010

ICANT060

SLURE010

SLURE060

PARAC060

PNUEV060

PNUEV010

PISCO060

PISCO010

TMORA010

PEDRE060

PEDRE010

PARAC010aPARAC023a PARAC010PARAC023

CUMMI4

SMARG010SMARG023

VILLA023

SNICO013

PALPA023 PALPA010

PALPA060

JAHUA010

JAHUA060

BUNIO023

BUNIO060

MARC NUEVA220

MARC500

PUQUI060

CO

RA

C0

23

CO

RA

C0

10

TACAM010

TACAM060

CARME010

CARME060

ALTOL010

ALTOL060

TMORA060

NAZCA010 NAZCA023

CT Indep60

Moll 13.8BMoll13.8ACalana10.5A

ICAPA060

FUNSU060

SHOUG060

PUQIO010PUQIO023

INDEP010B

Mina34

VILLA060

NAZCA060

INDEP060

SEM_10B

INDEP220

ICAPA010

SNICO060

SEM_10

MARCN060

ICAPA010B

ICAPA060B

MARCN220

ICAPA220

INDEP010

tr3 AltoLuna nuevo

-4

22

-7

Compensac..

1

1

0

-10

3

0

-3

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-4

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-5

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0

-4

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SNico GD

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1

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-1

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G~

Moll TG2

1

G~

Moll TG1

1

G~

Calan G4

G~

Calan G3

G~

Calan G2

G~

Calan G1

0

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-6

-5

5

3

1

3

G~

SNico G3

G~

SNico G2

2

2

G~

SNico G1

2

0

1

G~

Indep CS

1

1

1

DIg

SIL

EN

T



Anexo B Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según

Osinergmin



PowerFactory 14.1.3

Project:

Graphic: AREA_08

Date:

Annex:

Nodes Branches

500mm2 AAAC - 1km (2016)

500mm2 AAAC - 1km (2016)

500mm2 AAAC - 15km (2016)

500mm2 AAAC - 15km (2016)

75/75/30 MVA (2016)

150mm

2 AA

AC

- 8.8km (2016)

150mm2 AAAC - 24.8km (2016)

120mm2 AAAC - 15km (2016)

120m

m2

AA

AC

- 8

km (

2016

)

75/75/30 MVA (2016)

240mm2 AAAC - 7km (2016)

18.75 MV

A (2016)

Rotado de reserva

Alto de la Luna

120m

m2

AA

AC

- 2

.5km

(20

15)

120mm2 AAAC - 6.7km (2015)

150mm2 AAAC - 7.3km (2015) Repot.

150mm2 AAAC - 7.3km (2015) -2Terna

150mm2 AAAC - 5.7km (2015) Repot.

150mm2 AAAC - 5.7km (2015) -2Terna

8.75

MV

A (

2015

)

Rot

ado

de la

res

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SE

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arac

as

3x1,2 MVAR (2015)

20 MV

A (2015)

13/5

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VA

Rot

ado

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arac

as

40/4

0/25

MV

A (

2012

)

15 M

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Rot

ado

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Lun

a

240m

m2

AA

AC

- 2

6.2k

m (

2010

)

240mm2 AAAC - 26.2km (Enero-2010)

NASNUE220

CH

INU

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60

CHINUE010

CH

INU

E2

20

Desierto220

CHALA23

CHALA60

ALT

OL

23

PN

UE

V23

PNUEV10

TMORA10

TACAM23

SMARG060

CO

RA

C0

60

ICANT010AICANT010

ICANT060

SLURE010

SLURE060

PARAC060

PNUEV060

PNUEV010

PISCO060

PISCO010

TMORA010

PEDRE060

PEDRE010

PARAC010aPARAC023a PARAC010PARAC023

CUMMI4

SMARG010SMARG023

VILLA023

SNICO013

PALPA023 PALPA010

PALPA060

JAHUA010

JAHUA060

BUNIO023

BUNIO060

MARC NUEVA220

MARC500

ACER220

PUQUI060

CO

RA

C0

23

CO

RA

C0

10

TACAM010

TACAM060

CARME010

CARME060

ALTOL010

ALTOL060

TMORA060

NAZCA010 NAZCA023

CT Indep60

Moll 13.8BMoll13.8ACalana10.5A

ICAPA060

FUNSU060

SHOUG060

PUQIO010PUQIO023

INDEP010B

Mina34

VILLA060

NAZCA060

INDEP060

SEM_10B

INDEP220

ICAPA010

SNICO060

SEM_10

MARCN060

ICAPA010B

ICAPA060B

MARCN220

ICAPA220

INDEP010

5

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1

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1

0

0

DIg

SIL

EN

T



Anexo C Cuadros Comparativos



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA (ENERGÍA)

ÁREA DE DEMANDA 8

Plan de Inversiones 2013-2017

ACTUALIZADO

(A) (B)

Año GWh (%)GWh GWh (%)GWh

2013 2 269,9

2 260,6

2014 2 495,5 9,94% 2 311,5 2,3%

2015 2 568,7 2,93% 2 368,4 2,5%

2016 2 646,2 3,01% 2 429,4 2,6%

2017 2 727,8 3,09% 2 492,8 2,6%

2018 2 813,7 3,15% 2 557,8 2,6%

2019 2 904,1 3,21% 2 623,1 2,6%

2020 2 999,2 3,27% 2 688,8 2,5%

2021 3 098,8 3,32% 2 754,7 2,5%

2022 3 203,6 3,38% 2 820,9 2,4%

COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (MW) ÁREA DE DEMANDA 8

Plan de Inversiones 2013-2017

ACTUALIZADO

(A) (B)

Año MW (%)W MW (%)W

2013 343,5

300,5

2014 409,4 19,2% 310,4 3,3%

2015 423,1 3,4% 321,5 3,6%

2016 437,7 3,4% 333,5 3,7%

2017 453,1 3,5% 345,9 3,7%

2018 469,3 3,6% 358,6 3,7%

2019 486,3 3,6% 371,4 3,6%

2020 504,2 3,7% 384,2 3,5%

2021 522,9 3,7% 397,1 3,4%

2022 542,6 3,8% 410,1 3,3%



9. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 8, presentado por ELECTRODUNAS.

[2] Observaciones al Estudio presentado por ELECTRODUNAS.

[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 ELECTRODUNAS.

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/

Documents

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del ... · demanda proyectada y que la demanda promedio por alimentador llega a 1,72 MW, valor inferior al considerado como razonable