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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 0444-2014-GART

Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del Plan de Inversiones

2013-2017 del Área de Demanda 5, presentada por Hidroeléctrica Santa

Cruz

Lima, octubre 2014

Osinergmin Informe N° 0444-2014-GART

Pronunciamiento sobre solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por Hidroeléctrica Santa Cruz 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 sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo del Área de Demanda 51, presentada el 24 de marzo de 2014 por la empresa Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. (en adelante “HSC”) mediante Carta HSC N° 025-2014.

HSC acompaña a su solicitud el denominado “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5” (en adelante “ESTUDIO”). Asimismo, HSC motiva su solicitud indicando que las causales para solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo son: 1) el incremento de demanda que ha resultado mayor al que fue previsto para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 y 2) la crítica situación operativa en la que se encuentra el transformador 138/44 kV de 20 MVA de la SET Condorcocha, denominado “T-3”, debido a su antigüedad y mal estado de conservación. Producto de lo cual, propone la implementación de un transformador 138/60 kV de 40 MVA en reemplazo del existente 138/44 kV de 20 MVA; instalación a través de la cual se prevé atender la demanda eléctrica en el sistema Tarma-Chanchamayo.

La empresa Electrocentro S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”), a requerimiento de Osinergmin, mediante Carta GR-415-2014 de fecha 24 de abril de 2014, entre otros aspectos, manifiesta que tiene un contrato pre aprobado con la empresa de generación Renovandes, a fin de compartir los costos que demandaría el proyecto de la Nueva SET Yanango y sus instalaciones conexas, debido a que se estaría evacuando al SEIN la producción de la central hidroeléctrica de esta empresa (20MW) a través de sus líneas de 44 (60) kV, así como a través de la SET Nueva Yanango.

1 Área de Demanda 5: Abarca las regiones de Huánuco, Pasco, Junín y la parte Norte de las regiones de

Huancavelica y Ayacucho.

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


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Por su lado, la empresa Unión Andina de Cementos S.A.A. (en adelante “UNACEM”), a requerimiento de Osinergmin, mediante Carta S/N recibida el 28 de abril de 2014, Carta GO/C-143-14 recibida el 01 de julio de 2014 y Carta GO/C-177-14 recibida el 26 de agosto de 2014, entre otros aspectos, manifiesta que la capacidad del transformador “T-3” cubre las necesidades actuales de las poblaciones, por lo que no sería necesario el reemplazo del actual por otro de mayor capacidad, aún más si se considera que actualmente las ciudades de Tarma y Chanchamayo toman energía de las Centrales de Hidroeléctrica Santa Cruz. Asimismo, manifiesta que como es política de UNACEM mantener en buen estado de operatividad los equipos a su cargo, su representada realiza los mantenimientos predictivos y preventivos al transformador en mención, los cuales incluyen pruebas físico químicas, cromatográficas, análisis de furanos y contenido de PCB, donde el último reporte TC# 160 de SDMyers, confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado. También presenta el Informe IST 023/23 de fecha 08 de abril de 2002 de la empresa AEI, donde se realizó una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI (posterior a las recomendaciones de ABB en el año 2000). Adicionalmente, indica que en la SET Condorcocha propiedad de UNACEM se tiene proyectado en breve la instalación de dos transformadores de 25 MVA cada uno que serán de uso de la Planta, con lo cual el espacio con el que se cuenta en la subestación quedaría limitado.

Mediante Resolución N° 141-2014-OS/CD, publicada el 11 de julio de 2014, se dispuso someter a opinión el pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por HSC, a fin de que los interesados puedan emitir sus opiniones y sugerencias, fijándose para el efecto un plazo de 15 días calendarios.

Dentro del plazo referido, HSC presentó sus opiniones al proyecto de resolución publicado a través de la citada Resolución N° 141-2014-OS/CD, las cuales son analizadas en el Anexo A del presente informe.

Con base en toda la información presentada en las etapas anteriores, Osinergmin ha procedido a realizar un análisis integral, con el objetivo de sustentar el pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, presentada por HSC.

HSC

En su solicitud de modificación del Plan de Inversiones, HSC requiere se priorice la sustitución del transformador “T-3” 138/44 kV de 20 MVA por uno nuevo 138/60 kV de 40 MVA, al demostrarse según indica mediante su ESTUDIO, que es una solución técnica y económicamente más eficiente que el proyecto Nueva Yanango 220/60/22,9 kV de 40 MVA aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017. Asimismo, requiere se asigne la responsabilidad de implementar el referido nuevo transformador.

HSC motiva su solicitud indicando en su ESTUDIO, que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo son: 1) el incremento de la demanda proyectada y 2) la situación crítica en la que se encuentra el transformador 138/44 kV, 20 MVA de la SET Condorcocha, debido a su antigüedad y mal estado de conservación. Ambas causales las asocia a la primera y cuarta


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razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

Conclusiones del Análisis de Osinergmin

Según el desarrollo de la proyección de la demanda eléctrica para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, los resultados obtenidos muestran que dicha demanda no se ha incrementado conforme señala HSC; por el contrario, ha disminuido en promedio (19%) respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017. En ese sentido, la causal del incremento de la demanda para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, conforme señala HSC, no sería válida.

El estado operativo de un transformador no debe ser considerado como una causal para solicitar una modificación del Plan de Inversiones, puesto que según lo indicado en el literal b) del Artículo 31° de la LCE, los concesionarios están obligados a conservar y mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para una operación eficiente. Asimismo, según se indica en el numeral VI) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento. En ese sentido, queda claro que es obligación del Titular mantener en perfectas condiciones sus instalaciones de transmisión por la cuales percibe un monto que retribuye, además de la inversión, los costos de operación y mantenimiento. Cabe mencionar que el transformador 138/44 kV, 20 MVA ubicado en la SET Condorcocha, viene siendo remunerado a través del peaje de transmisión, por el Área de Demanda 5, cuya Baja se ha previsto para el año 2016 dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, fecha en la cual, se prevé el ingreso de la Nueva SET Yanango y líneas conexas que fuera seleccionado en el proceso de aprobación de dicho Plan de Inversiones 2013-2017.

Por otro lado, de acuerdo a lo indicado por UNACEM en su Carta GO/C-143-14 de fecha 01 de julio de 2014, su representada realiza los mantenimientos predictivos y preventivos al transformador “T-3” 138/44 kV ubicado en la SET Condorcocha, los cuales incluyen pruebas físico químicas, cromatográficas, análisis de furanos y contenido de PCB. Asimismo, indica que producto del último reporte TC# 160 de SDMyers, se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado, lo cual se contradice con lo expuesto por HSC al indicar que el transformador “T-3” presenta un estado crítico de operación debido a su antigüedad y mal estado de conservación. Adicionalmente, UNACEM con Carta GO/C-177-14 de fecha 26 de agosto de 2014, presentó el Informe IST 023/23 de fecha 08 de abril de 2002 de la empresa AEI, donde se realizó una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI (posterior a las recomendaciones de ABB en el año 2000).

De acuerdo a lo manifestado por UNACEM, en el supuesto que el motivo principal que tiene HSC para proponer la implementación de un transformador de 40 MVA en la SET Condorcocha, es el de poder evacuar su energía al SEIN, esta razón no correspondería a una causal para presentar una solicitud de modificación del Plan de Inversiones, dado que dicho Plan de Inversiones debe corresponder a instalaciones para atender el requerimiento de la demanda y no a los requerimientos de la generación.


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Ello no implica que HSC pueda implementar instalaciones que le permitan entregar su energía producida al SEIN, en cuyo caso, deberá tener presente el literal c) del numeral 27.2) del Artículo 27° de la Ley 28832.

En efecto, por los motivos descritos en los párrafos precedentes del presente resumen, las causales mencionadas por HSC para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, no tienen justificación alguna; por lo tanto, queda claro que no hay razón que motive la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5. No obstante, Osinergmin ha desarrollado los análisis correspondientes a fin de sustentar técnica y económicamente el pronunciamiento, sin que ello contradiga o afecte lo concluido en la primera parte del presente párrafo.

Según los resultados mostrados en el Cuadro N° 6-6 del presente informe, se confirma que la Alternativa 01 que fuera seleccionada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, resulta como la de mínimo costo.

Por lo tanto, se recomienda la emisión de una resolución que desestime la solicitud de HSC, y en consecuencia que no se modifiquen los elementos aprobados, así como los responsables para su ejecución, en el Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo del Área de Demanda 5.


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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 ................................................................................................................. 9

3. SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN ............................................................ 13

3.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE .. 13 3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 14 3.3 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ......................................................... 15

3.3.1 Análisis de Alternativas ............................................................................ 15 3.3.2 Selección de la Alternativa ....................................................................... 17 3.3.3 Programación de Inversiones ................................................................... 18

3.4 ASIGNACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DE PAGO ..................................................... 19

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

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 22

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

5.3.1 Análisis de Alternativas ............................................................................ 24 5.3.2 Selección de la Alternativa ....................................................................... 25 5.3.3 Programación de Inversiones ................................................................... 26

5.4 ASIGNACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DE PAGO ..................................................... 27

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 28

6.1 CAUSALES PARA SOLICITAR LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE .. 29 6.1.1 Incremento de la Demanda respecto a lo previsto en el Plan de

Inversiones Vigente .................................................................................. 30 6.1.2 Situación Crítica Operativa del Transformador 138/44 kV, 20 MVA de la

SET Condorcocha. ................................................................................... 31 6.2 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 34

6.2.1 Información Base ..................................................................................... 34 6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados ................................................ 35 6.2.3 Proyección Ventas-Usuarios Libres ......................................................... 35 6.2.4 Nuevas Demandas en Bloque .................................................................. 36 6.2.5 Proyección Global .................................................................................... 37 6.2.6 Máxima Demanda (MW) Coincidente a nivel Sistema Eléctrico ............... 38

6.3 PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN....................................................................... 39 6.3.1 Situación actual ........................................................................................ 40 6.3.2 Formulación de Alternativas ..................................................................... 41 6.3.3 Análisis de Alternativas ............................................................................ 43 6.3.4 Selección de la Alternativa de Mínimo Costo ........................................... 44

6.4 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 ............................................ 46

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 47

8. ANEXOS .................................................................................................................... 50

Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la publicación del Proyecto de Resolución ............................................................................................... 51

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual ....................................................... 71 Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según Osinergmin ........................ 73



Anexo D Cuadros Comparativos ............................................................................ 75

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 78



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 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 5 fue impugnada por las empresas Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (en adelante “CONENHUA”), Electrocentro S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO” y SN POWER PERÚ S.A. (en adelante “SN POWER”), recursos de reconsideración que se resolvieron mediante las Resoluciones N° 208, N° 209 y N° 210-2012-OS/CD, respectivamente.

Con Carta HSC N° 025-2014, el 24 de marzo de 2014, la empresa Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. (en adelante “HSC”) ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo del Área de Demanda 5, acompañando para el efecto el “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo del Área de Demanda 5” (en adelante “ESTUDIO”).

Mediante Resolución N° 141-2014-OS/CD, publicada el 11 de julio de 2014, se dispuso someter a opinión el pronunciamiento de Osinergmin sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por



HSC, a fin de que los interesados puedan emitir sus opiniones y sugerencias, fijándose para el efecto un plazo de 15 días calendarios.

Dentro del plazo referido, HSC presentó sus opiniones al proyecto de resolución publicado a través de la citada Resolución N° 141-2014-OS/CD, las cuales son analizadas en el Anexo A del presente informe.

El presente informe desarrolla el estudio realizado por Osinergmin a fin de sustentar técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la referida solicitud. Para lo cual se ha analizado el ESTUDIO y la información que lo sustenta, las respuestas e información complementaria que presentó HSC para absolver las observaciones formuladas por Osinergmin, así como las opiniones de ELECTROCENTRO y la empresa Unión Andina de Cementos S.A.A. (en adelante “UNACEM”) al respecto, por requerimiento de Osinergmin.

1.2 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)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

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.



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 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.

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.

(…)

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.

(…)



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

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

"VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles de presentada la solicitud de modificación. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.

OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.

Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión."

Por otro lado, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), 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, aprobada 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 contemplado las siguientes etapas: i) presentación de las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones, ii) de ser el caso, formulación de observaciones al estudio de sustento presentado por el solicitante, iii) análisis del levantamiento de observaciones, y iv) pronunciamiento mediante Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin.

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, se está considerando un plazo a fin de que los interesados remitan por escrito sus opiniones y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante “GART”) de Osinergmin, respecto al proyecto de



Resolución que publica el Regulador, en relación al pronunciamiento y también la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a la decisión adoptada, conforme lo prevé la Ley.



2. Ubicación

El Área de Demanda 5 abarca las regiones de Huánuco, Pasco, Junín y la parte Norte de las regiones de Huancavelica y Ayacucho.

En dicha Área de Demanda se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas ELECTROCENTRO, SN POWER, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), UNACEM, CONENHUA, Electroperú S.A. (en adelante “ELECTROPERÚ”) y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (en adelante “ADINELSA”).

El Área de Demanda 5 está conformada por los sistemas eléctricos: Tarma Rural, Tarma-Chanchamayo, Huaytará-Chocorvos, Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural, Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2, Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del Mantaro 4, Tablachaca, Pampas, Cangallo-Llusita, Huanta Rural, Huanta-Cobriza, Ayacucho Rural, Ayacucho, San Balvín, Pasco, Pasco Rural, Tingo María, Tocache.

En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 5.



Gráfico N° 2.1

Ubicación Geográfica del Área de Demanda 5

Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 5.



Gráfico N° 2.2

Trazo de las Principales Instalaciones de Transmisión del Área de Demanda 5

En cuanto a la solicitante HSC, según indica en su ESTUDIO, es Titular de contratos de concesión y de suministro que involucran a las centrales hidroeléctricas Huasahuasi I y II, y también al sistema de transmisión asociado a ambas centrales para su conexión al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, según se esquematiza en el Gráfico N° 2.3.



Gráfico N° 2.3

Sistema de Transmisión asociado a las centrales hidroeléctricas Huasahuasi I y II

INSTALACIONES REFORZADAS

INSTALACIONES DESCONECTADAS

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHANCHAMAYO

INSTALACIONES EXISTENTES

INSTALACIONES NUEVAS

ALTERNATIVA 0

CONFIGURACIÓN EXISTENTE

S.E. CONDORCOCHA

T1

16/9/7 MVA

72.5 kV

2.3 kV

6 kV

T6

20/20/4 MVA

138 kV

6.6 kV

T2

20/20/10 MVA

2.3 kV

6 kV

T4

20/10/10 MVA

2.3 kV

6 kV

44 kVT3

20 MVA

L-1

70

6

13

km

, A

AA

C 3

00

S.E. CARIPA

L-1702

(A CARHUAMAYO)

L-1705

(A OROYA NUEVA)

A

C.H. LA VIRGEN

L-6076

14.12 km, AAAC 126.6

C.H. CARPAPATA 1 C.H. CARPAPATA 2

2x3.5

MVA

5.25 kV

44 kV

72.5 kV

3x2.34

MVA

5.25 kV

2x6

MVA

3x2.54

MVA

44 kV

S.E. NINATAMBO

44 kV

10 kV

60-44/22.9/10 kV

10/5/5 MVA

22.9 kV

L-6077

27.68 km, AASC 281

2 km

S.E. HUARICOLCA

10 kV 22.9 kV

0.25 MVA

C.H. HUASAHUASI I

10/13

MVA

2x6

MVA

44 kV

6 kV

C.H. HUASAHUASI II

2x6

MVA

10/13

MVA

6 kV

44 kV

L-6

08

8

3.1

km

, A

AS

C 9

5

1 k

m,

AA

AC

15

0

1 k

m,

AA

AC

15

0

L-6087

20 km, AAAC 126.6 13.89 km, AAAC 126.6

11

.1 k

m,

AA

AC

70

13

MVA

44 kV

35 kV

8.4 MVA

6 kV

6 MW

8.4 MVA 5 MVA 4.7 MW

15

km

S.E. SAN VICENTE 2

6 kV

S.E. CHANCHAMAYO

22.9 kV

44 kV

60-44/35/22.9 kV

10-13/7-9.1/4-5.2 MVA

35 kV

C.H. CHANCHAMAYO

35 kV

6.3 kV

0.63 MVA

0.345

MVA

0.345

0.345

0.345

C.H. SIMSA

44 kV

S.E. PUNTAYACU

35

km

, AS

CR

95

1.5 km, ASCR 95

Pto. Derv. Huasahuasi Pto. Derv. SIMSA

Hacia Chanchamayo Hacia Ninatambo

Pto. Der. Huasahuasi



3. Solicitud de modificación del Plan

Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, el 24 de marzo de 2014, mediante Carta HSC N° 025-2014, HSC presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5.

Dicha solicitud propone priorizar la sustitución del transformador T-3 138/44 kV de 20 MVA que viene operando en la subestación Condorcocha por uno nuevo de 138/60 kV de 40 MVA en la misma subestación. Instalaciones que HSC prevé ponerlas en servicio dentro del primer trimestre del año 2015.

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

HSC manifiesta que su ESTUDIO tiene como propósito sustentar técnica y económicamente la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, en lo concerniente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5, sobre la base de lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE, según el cual se permite la revisión y actualización del Plan de Inversiones en transmisión (aprobado por Osinergmin cada 4 años), debido a: i) cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o ii) modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o iii) en las condiciones técnicas o constructivas, o iv) por otras razones debidamente justificadas.

Agrega que en el caso del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, el incremento real de la demanda eléctrica ha resultado mayor al que fue



previsto para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 (causal i del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE); agregándose a este hecho la crítica situación operativa en el que se encuentra el transformador 138/44 kV de 20 MVA de la SET Condorcocha, denominado “T-3”, debido a su antigüedad y mal estado de conservación, único elemento a través del cual el sistema Tarma-Chanchamayo se conecta al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (causal iv del numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE).

3.2 Proyección de la Demanda

HSC manifiesta que la demanda en el sistema Tarma-Chanchamayo se ha incrementado más de lo previsto en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017. Al respecto muestra el siguiente cuadro comparativo:

MÁXIMA DEMANDA (MW) COINCIDENTE A NIVEL SISTEMA

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Propuesta ELC* 17,28 18,27 19,02 19,98 20,82 21,65 22,48 23,32 24,15 24,99

Revisión HSC 20,44 21,07 21,75 22,45 23,20 23,95 24,73 25,52 26,33 27,17

Nota: Proyección efectuada por ELECTROCENTRO.

Agrega HSC que, conforme se muestra en el cuadro anterior, la demanda en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo se ha incrementado más de lo previsto en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Finalmente señala que en mérito a lo anterior, procedió a revisar la proyección de la demanda eléctrica del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, considerando la demanda histórica correspondiente al periodo 1996 – 2013 y; según los criterios y metodología que se señalan en la NORMA TARIFAS. En el Cuadro N° 3.1, se resumen los resultados obtenidos de la PROPUESTA INICIAL.

Cuadro Nº 3-1

PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA – SISTEMA TARMA - CHANCHAMAYO Proyección de la Demanda (MWh)

AÑO MAT AT MT TOTAL

2013 9 972,95 53 095,68 63 068,63

2014 9 972,95 56 080,29 66 053,24

2015 9 972,95 59 255,59 69 228,54

2016 9 972,95 62 540,80 72 513,75

2017 9 972,95 66 056,98 76 029,93

2018 9 972,95 69 586,29 79 559,24

2019 9 972,95 73 244,40 83 217,35

2020 9 972,95 76 957,48 86 930,43

2021 9 972,95 80 767,50 90 740,45

2022 9 972,95 84 704,18 94 677,13

2023 9 972,95 88 690,59 98 663,54

2024 9 972,95 92 722,38 102 695,33

2025 9 972,95 96 759,62 106 732,57

2026 9 972,95 101 301,48 111 274,43

2027 9 972,95 106 016,18 115 989,13

2028 9 972,95 110 906,09 120 879,04




2029 9 972,95 115 973,26 125 946,21

2030 9 972,95 121 223,11 131 196,06

2031 9 972,95 126 657,11 136 630,05

2032 9 972,95 132 283,73 142 256,68

2033 9 972,95 138 103,75 148 076,70

2034 9 972,95 144 117,51 154 090,46

2035 9 972,95 150 336,13 160 309,07

2036 9 972,95 156 755,36 166 728,31

2037 9 972,95 163 381,69 173 354,64

2038 9 972,95 170 221,16 180 194,11

2039 9 972,95 177 271,72 187 244,67

2040 9 972,95 184 542,07 194 515,02

2041 9 972,95 192 029,03 202 001,98

2042 9 972,95 199 740,06 209 713,01

2043 9 972,95 207 674,44 217 647,39

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115. (2) La TC promedio en el período 2014-2024, resulta 4,53%.

3.3 Reformulación del Plan de Inversiones

3.3.1 Análisis de Alternativas

HSC anexa a su ESTUDIO el “Análisis de Alternativas para el suministro de energía eléctrica al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo”, donde luego de describir la situación actual de las instalaciones, formula las siguientes alternativas:

Alternativa 01.- Lo aprobado por Osinergmin en el Plan de Inversiones 2013-2017, para el año 2016: SET Nueva Yanango 220/60/22,9 kV de 40 MVA, una LT 220 kV SET Yanango existente – SET Nueva Yanango de 2 km, con conductor ACAR de 400 mm2; asimismo, en el mismo Plan y año, se considera un nuevo transformador de 20 MVA para la SET Ninatambo, dado que el actual sería rotado a la SET Chanchamayo.

Alternativa 02.- Corresponde a la repotenciación de la transformación en la

SET Condorcocha, prevista para el año 2014: Cambio del transformador “T-3” 138/44 kV de 20 MVA por uno de 138/60 kV de 40 MVA; LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo de 14,12 km, AAAC 240 mm2 de sección de conductor. Asimismo, al igual que en la alternativa 01, se contempla para el año 2016 un nuevo transformador de 20 MVA para la SET Ninatambo, dado que el actual sería rotado a la SET Chanchamayo.

Alternativa 03.- Ampliación de la SET Ninatambo, prevista para el año 2014: LT 138 kV Condorcocha – Ninatambo de 14,2 km de longitud y AAAC 300 mm2 de sección de conductor; un transformador de potencia en la SET

Ninatambo de 138/60 kV de 40 MVA. Asimismo, al igual que en la alternativa 01 y 02, se contempla para el año 2016 un nuevo transformador de 20 MVA para la SET Ninatambo, dado que el actual sería rotado a la SET Chanchamayo.



Todas las alternativas son analizadas mediante un cálculo de flujos de potencia en condiciones de máxima demanda, condición hidrológica de estiaje y en avenida; utilizando el archivo “AREA05-PI-2013-2017-TARMA(final).pfd” preparado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Bajo este escenario de análisis, HSC concluye que:

La principal ventaja técnica de la Alternativa 02 respecto de las Alternativas 01 y 03, es el menor tiempo que se requeriría para su implementación, donde la ruta critica la establece fundamentalmente el tiempo de fabricación del transformador, posibilitando por tanto la más pronta solución de la problemática operativa que viene afrontando el sistema Tarma-Chanchamayo.

Por el contrario, las Alternativas 01 y 03 por su mayor magnitud de obras respecto a la Alternativa 02, requerirían de mayor tiempo para su implementación y un tiempo adicional para el establecimiento de los derechos de servidumbre, generalmente necesarios para el caso de nuevas líneas y subestaciones, lo que podría implicar incluso la realización de consultas previas a las comunidades que podrían resultar afectadas, así como la elaboración y la gestión de aprobación del Estudio de Impacto Ambiental ante las instancias correspondientes.

Por otro lado, para la implementación de la nueva LT 60 kV Condorcocha - Ninatambo en sustitución de la antigua que viene operando en 44 kV, conforme se ha considerado en la Alternativa 02, se utilizaría la misma faja de servidumbre, puesto que esta obra podría realizarse por tramos durante periodos en los que el sistema Tarma-Chanchamayo operaría como sistema aislado sin originarse restricciones en el suministro eléctrico ni limitaciones en la capacidad de producción de las centrales hidroeléctricas RER.

En este sentido, la implementación de la Alternativa 02 es la recomendable, por resultar la de menor costo, requerir de un menor tiempo para su implementación y tener un impacto económico menor para el usuario final del Área de Demanda 5, toda vez que se trata de la sustitución de un transformador y el reemplazo de la antigua LT 44 kV Condorcocha-Ninatambo por una nueva LT 60 kV, que vienen siendo remunerados por los mismos usuarios.

Asimismo, HSC anexa a su ESTUDIO, variantes de la alternativa seleccionada denominadas como Alternativa 2A, 2B y 2C, las cuales consisten en:

Alternativa 2A.- Alternativa 02 sin considerar la nueva LT 60 kV Condorcocha-Ninatambo: Bajo el supuesto que la actual LT 44 kV Condorcocha-Ninatambo puede iniciar su operación al nivel de 60 kV sin limitación alguna, con base en un análisis de contingencia (época de estiaje con la C.H. Renovandes fuera de servicio por mantenimiento o salida imprevista) se determina que una nueva línea 60 kV Condorcocha-Ninatambo no se requeriría dentro del período de análisis (10 años). Por tanto esta variante solo considera la sustitución del actual transformador T-3 de 20 MVA, por uno nuevo de 40 MVA.



Alternativa 2B.- Transformador en la SET Condorcocha en 2 etapas de 20 MVA cada una y sin LT 60 kV Condorcocha-Ninatambo: Esta variante de la Alternativa 2A, se formula en consideración a la evolución de la demanda, según la cual sería posible que la nueva transformación de 40 MVA en la SET Condorcocha, se implemente en dos etapas: un primer transformador de 20 MVA en el año 2014 y el segundo de iguales características en el año 2019, para que opere en paralelo con el primero.

Alternativa 2C.- Transformador en la SET Condorcocha en 2 etapas de 25 MVA cada una y sin LT 60 kV Condorcocha-Ninatambo: Según la evolución de la demanda, no resulta adecuado se le sustituya por otro nuevo de la misma capacidad, ya que la carga del sistema Tarma-Chanchamayo en el año 2014 lo obligaría a operar sobrecargado durante las horas de máxima demanda, razón por la cual se evalúa como otra variante de la Alternativa 2A la implementación de la nueva transformación en la SET Condorcocha en dos etapas de 25 MVA cada una: la primera en el año 2014 y la segunda en el año 2022.

3.3.2 Selección de la Alternativa

Con base en los resultados de la evaluación mediante el análisis de mínimo costo, HSC concluye que la Alternativa 02 es la adecuada para atender la demanda prevista en la zona del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo.

Asimismo, indica que, todas las alternativas evaluadas deben ser de capacidades equivalentes a fin de que el análisis comparativo sea válido; en ese sentido, agrega, que para todas se ha considerado una capacidad requerida para el sistema de 40 MVA, lo que concuerda con lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, en correspondencia al principio de adaptación a la demanda del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo.

Continúa, indicando que las instalaciones que según el Plan de Inversiones 2013-2017 son comunes para todas las alternativas analizadas, no influyen en los resultados de la evaluación comparativa; no obstante, son incluidas en la oportunidad que les corresponde a fin de evaluar sus efectos en una eventual reducción o incremento de las pérdidas eléctricas.

Los resultados de dicha evaluación económica se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 3-2

Evaluación Económica de Alternativas

Nombre

Costos de Inversión (VP) Costos de Explotación

(VP)

Costo Total (VP) US$ Transmisión Transformación Total

Inversión OYM PERDIDAS*

MAT AT MAT/AT AT/MT

Alternativa 01 1 010 698 766 720 1 883 872 819 682 4 480 972 749 729 -1 019 233 4 211 468

Alternativa 02 181 954 1 443 827 1 131 165 684 422 3 441 368 542 016 -340 316 3 643 068

Alternativa 03 1 628 563 464 801 929 292 684 422 3 707 077 568 294 -597 007 3 678 364

*Diferencial respecto a situación actual (todas las alternativas reducen el costo de pérdidas)



Asimismo, los resultados de las variantes de la Alternativa 02, se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 3-3

Evaluación Económica de Variantes de Alternativa Seleccionada

Nombre


(VP)

Costo Total (VP) US$ Transmisión Transformación Total

Inversión OyM PERDIDAS

MAT AT MAT/AT AT/MT

Variante 2.A 181 954 500 405 1 131 165 684 422 2 497 946 386 034 -187 955 2 696 025

Variante 2.B 285 200 677 543 1 398 584 684 422 3 045 749 419 711 -378 818 3 086 642

Variante 2.C 255 443 627 149 1 346 111 684 422 2 913 124 375 904 -199 980 3 089 049

HSC indica que este análisis de variantes de la alternativa seleccionada, comprueba que implementar en 2 etapas la transformación en la SET Condorcocha no resulta económicamente eficiente, debido a que las etapas no están suficientemente distanciadas en el tiempo para que en valor presente se refleje un beneficio económico mayor a la inversión de un segundo transformador con su propio juego de celdas de transformación.

Además, agrega que no se tiene confirmado si en la SET Condorcocha se dispondría de espacio para implementar 2 transformadores, en cambio el nuevo transformador de 40 MVA puede ser diseñado adecuándose al espacio donde se ubica el actual transformador T-3 de 20 MVA.

3.3.3 Programación de Inversiones

La programación de inversiones que corresponde a la alternativa seleccionada por HSC como la técnicamente viable para la atención de la demanda en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, según sostiene, es la que se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 3-4

Repotenciación de la Transformación en SET Condorcocha

Alternativa Instalación Código de Módulo

Estándar Año

Implementación

Transformador de Potencia 138/60 kV, 40 MVA SET MAT/AT Condorcocha TP-220060023-040SI1E 2014

Celda de Transformación 138 kV SET MAT/AT Condorcocha CE-060SIR1C1ESBTR2 2014

Línea 60 kV, 14.12 Km, AAAC 240 mm2. Línea Condorcocha-Ninatambo LT-060SIR1TAS1C1240A 2014

Celda Línea-Transformador 60 KV, salida a Ninatambo SET MAT/AT Condorcocha CE-023SIR3C1ESBTR1 2014

Celda de Línea 60 kV, salida a Condorcocha SET AT/MT Ninatambo CE-060SIR1C1ESBLI2 2014

Celda de Transformación 22.9 kV SET AT/MT Ninatambo CE-023SIU3C1ESBLI1 2016

Celda de Línea, salida a Pto. Der. Huasahuasi SET AT/MT Ninatambo CE-060SIU3C1ESBLI2 2016

Celda de Transformación 60 kV SET AT/MT Ninatambo CE-060SIU3C1ESBTR2 2016

Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 20MVA SET AT/MT Ninatambo TP-060023010-020SI3E 2016

Celda Transformación 60 KV SET AT/MT Chanchamayo CE-060SEU1C1ESBTR2 2016



Alternativa Instalación Código de Módulo

Estándar Año

Implementación

Celda Transformación 22.9 KV SET AT/MT Chanchamayo CE-023SEU1C1ESBTR1 2016

Celda de Acoplamiento Barras 23kV SET AT/MT Chanchamayo CE-023SEU2MCIDBAC1 2016

3.4 Asignación de la Responsabilidad de Pago

Dado que en el Plan de Inversiones 2013-2017, la futura SET Nueva Yanango está considerada como parte de las instalaciones tipo SCT a ser pagadas 100% por los Usuarios del Área de Demanda 5, según indica HSC, la alternativa que se apruebe como modificación de dicho Plan también deberá ser pagada 100% por los mismos Usuarios.

Al respecto, debe tenerse presente que en el corto plazo estas inversiones garantizarán la continuidad y calidad del suministro eléctrico en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, sobre todo en épocas de estiaje y en oportunidades en que alguna de las principales CC.HH. RER de la zona esté fuera de servicio por mantenimiento o salida imprevista, pero en el mediano y largo plazo servirán fundamentalmente para cubrir de manera continua y confiable el crecimiento de la demanda en dicho sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo.

Además, agrega que, el actual transformador “T-3” 138/44 kV de la SET Condorcocha y LT 44 kV Condorcocha-Ninatambo vienen siendo 100% remunerados por los usuarios del Área de Demanda 5, por lo que el nuevo transformador 138/60 kV y la nueva LT 60 kV que los sustituyan deben ser pagados por los mismos Usuarios.



4. Observaciones al Estudio de sustento

A través del Oficio N° 0381-2014-GART, el 16 de abril de 2014 Osinergmin remitió a HSC las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 19 de mayo 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 requirió que HSC demuestre si la titularidad a la que se refiere, le permite instalar el transformador solicitado y llevar adelante la modificación del Plan que propone o tiene otro tipo de titularidad que le permita realizar dicha instalación o finalmente plantee las razones por las cuales no necesitaría tal titularidad.

- 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.

- Respecto de la implementación del nuevo transformador que propone, se señaló que no ha demostrado que dentro del parque de transformadores del Área de Demanda 5, no existe un transformador con las características necesarias (TP 138/60 kV de 30, 35 o 40 MVA), para la instalación y/o rotación en la SET Condorcocha, conforme indica el numeral 12.1.8.f) de la NORMA TARIFAS.

- Se requirió actualizar los datos de demanda con los registros de cada 15 minutos provenientes de las subestaciones Ninatambo y Chanchamayo del año 2013, dado que HSC realizó el mismo con información del año 2010.

- Se recomendó que para la formación de los modelos econométricos, se deben pasar por pruebas de rigor para considerarlo un buen modelo: (Autocorrelación, Heterocedasticidad y Normalidad de Residuos), según se especifica en el numeral 8.1.2.a de la NORMA TARIFAS.



- Se requirió que los valores de demanda de energía, número de clientes y precio de la energía del año 2013, deben actualizarse con la información más reciente de la Base de Datos del SICOM.

- Se requirió corregir el valor de la demanda en MWh asignado por HSC en el formato F-113 al CL0202, puesto que no coincide con la demanda reportada en la Base de Datos (BD) del SICOM del año 2013 (9 846 MWh).

- Se indicó que la información consignada en los formatos de información general, no guarda relación con lo descrito en el informe presentado por HSC como parte de su ESTUDIO.

- Se precisó que los parámetros de los transformadores modelados en los archivos (DigSilent), no coinciden con la información consignada en las placas de los transformadores así como en los formatos F-002 y F-003. Si realizamos la corrección de la potencia del transformador a 20 MVA, bajo las mismas premisas y demanda consideradas por HSC, el transformador T-3 de la SET Condorcocha tendría un factor de uso de 87%, lo que no ameritaría un aumento de potencia en dicha SET en el año propuesto por HSC.

- Se indicó que los parámetros de líneas de transmisión presentados por HSC, los cuales son considerados en las simulaciones de los flujos de potencia, son menores a los considerados en el archivo DigSilent del PI 2013-2017 utilizado por Osinergmin.

- Se precisó que los nombres de los Elementos considerados para la alternativa 1, que figuran en el Cuadro N° 5 del Informe presentado por HSC, no guardan relación con los códigos de los Módulos Estándares.

- Se observó que no se presentan los cálculos del dimensionamiento de conductores ni la justificación de la capacidad de transformación que propone para las alternativas 2B y 2C.

- Se indicó que no se ha realizado un análisis de alternativas adecuado que demuestre que la configuración propuesta corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas).

Por otro lado, mediante Oficio N° 0364-2014-GART se requirió a ELECTROCENTRO informe sobre el avance del proyecto aprobado en el Plan de Inversiones vigente “SET Nueva Yanango e instalaciones conexas”, previsto que entre en servicio el año 2016, con el mismo propósito de atención de la demanda oportuna del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo. Asimismo, mediante Oficio N° 0371-2014-GART se requirió a UNACEM informe sobre el estado operativo del transformador T-3 138/44 kV, 20 MVA ubicado en la SET Condorcocha.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, el 19 de mayo de 2014, con Carta HSC N° 039-2014, HSC presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin, conjuntamente con el ESTUDIO corregido e información complementaria que acompañó como sustento de dichas respuestas.

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

Por su lado, con Carta GR-415-2014 de fecha 24 de abril de 2014, la empresa ELECTROCENTRO da respuesta al Oficio N° 0364-2014-GART, mediante el cual Osinergmin le requirió informe sobre el proyecto que, con el mismo propósito, se aprobó en el Plan de Inversiones vigente.

Asimismo, con Carta S/N recibida el 28 de abril de 2014, la empresa UNACEM da respuesta al Oficio N° 0371-2014-GART, mediante el cual Osinergmin le requirió informe sobre el estado operativo del transformador T-3 en la SET Condorcocha.

Adicionalmente, con Carta GO/C-143-14 de fecha 01 de julio de 2014, la empresa UNACEM complementa la respuesta dada mediante carta indicada en el párrafo anterior.

El análisis de todas las respuestas (de HSC, ELECTROCENTRO y de UNACEM) se desarrolló en el Anexo A del Informe N° 353-2014-GART.

Cabe indicar que con Carta GO/C-143-14 de fecha 26 de agosto de 2014, la empresa UNACEM complementó la respuesta dada mediante Carta GO/C-143-14.

A continuación se resume el contenido de la denominada PROPUESTA FINAL de la solicitante.



5.1 Causales para solicitar la modificación del Plan de Inversiones Vigente

Al igual que en la PROPUESTA INICIAL, HSC manifiesta que las causales para solicitar una modificación al Plan de Inversiones vigente en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo son: 1) el incremento de demanda que ha resultado mayor al que fue previsto para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 y 2) la crítica situación operativa en la que se encuentra el transformador 138/44 kV de 20 MVA de la SET Condorcocha, denominado “T-3”, debido a su antigüedad y mal estado de conservación. Ambas causales son asociadas a la primera y cuarta razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

5.2 Proyección de la Demanda

La proyección de demanda presentada por HSC como parte de su PROPUESTA FINAL, resulta menor a los valores presentados antes de la formulación de observaciones al ESTUDIO. Al igual que en su PROPUESTA INICIAL, HSC presenta un cuadro comparativo de demanda proyectada actualizada con información histórica al año 2013 y la demanda proyectada por ELECTROCENTRO en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

MÁXIMA DEMANDA (MW) COINCIDENTE A NIVEL SISTEMA

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Propuesta ELC* 17,28 18,27 19,02 19,98 20,82 21,65 22,48 23,32 24,15 24,99

Revisión HSC 20,17 20,56 21,22 21,91 22,65 23,41 24,21 25,05 25,93 26,85

Nota: Proyección efectuada por ELECTROCENTRO.

Respecto a la Tasa de Crecimiento (TC) del promedio global, este se incrementó de 4,53% a 4,72% respecto a la PROPUESTA INICIAL. Finalmente, la proyección de la demanda de energía de la PROPUESTA FINAL de HSC, se resume en el Cuadro N° 5-1.

Cuadro Nº 5-1



2013 9 847 52 864 62 711

2014 9 847 54 739 64 586

2015 9 847 57 910 67 757

2016 9 847 61 210 71 057

2017 9 847 64 732 74 579

2018 9 847 68 377 78 224

2019 9 847 72 217 82 064

2020 9 847 76 219 86 066

2021 9 847 80 424 90 271

2022 9 847 84 854 94 701

2023 9 847 89 464 99 311




2024 9 847 94 289 104 136

2025 9 847 99 330 109 177

2026 9 847 104 742 114 589

2027 9 847 110 447 120 294

2028 9 847 116 459 126 306

2029 9 847 122 792 132 640

2030 9 847 129 466 139 313

2031 9 847 136 495 146 343

2032 9 847 143 905 153 752

2033 9 847 151 712 161 559

2034 9 847 159 934 169 781

2035 9 847 168 601 178 448

2036 9 847 177 728 187 575

2037 9 847 187 343 197 190

2038 9 847 197 476 207 323

2039 9 847 208 147 217 994

2040 9 847 219 393 229 240

2041 9 847 231 235 241 082

2042 9 847 243 712 253 559

2043 9 847 256 852 266 699 Notas: (3) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115. (4) La TC promedio en el período 2014-2024, resulta 4,72%.

5.3 Reformulación del Plan de Inversiones


HSC realiza un análisis de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, considerando para cada una las instalaciones que permitan atender la demanda en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, cuyo desarrollo lo presenta como parte de su ESTUDIO.

En este nuevo análisis, HSC considera las mismas alternativas planteadas en su PROPUESTA INICIAL (03 alternativas), con la diferencia en el tiempo previsto para la ejecución de los Elementos previstos para el año 2014 en las alternativas 02 y 03, donde como parte de su PROPUESTA FINAL se considera dicha ejecución para el año 2015, según indica, por el tiempo transcurrido dichos proyectos podrían efectivizarse en el primer trimestre del año 2015.

Asimismo, en cuanto a las ventajas de cada alternativa analizada, HSC señala las mismas que fueron indicadas en su PROPUESTA INICIAL.

Adicionalmente, al igual que en la PROPUESTA INICIAL, HSC anexa a su ESTUDIO, variantes de la alternativa seleccionada denominadas como Alternativa 2A, 2B y 2C, las cuales corresponden a las mismas que fueron descritas en el numeral 3.3.1 del presente informe.



5.3.2 Selección de la Alternativa

Con base en los resultados de la evaluación mediante el análisis de mínimo costo, HSC concluye que la Alternativa 02 es la adecuada para atender la demanda prevista en la zona del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo

Asimismo, indica que, todas las alternativas evaluadas deben ser de capacidades equivalentes a fin de que el análisis comparativo sea válido; en ese sentido, agrega, que para todas se ha considerado una capacidad requerida para el sistema de 40 MVA, lo que concuerda con lo aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, en correspondencia al principio de adaptación a la demanda del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo.

Al igual que en la PROPUESTA INICIAL, indica que las instalaciones que según el Plan de Inversiones 2013-2017 son comunes para todas las alternativas analizadas, no influyen en los resultados de la evaluación comparativa; no obstante, son incluidas en la oportunidad que les corresponde a fin de evaluar sus efectos en una eventual reducción o incremento de las pérdidas eléctricas.

A diferencia de la PROPUESTA INICIAL, HSC incluye en la evaluación de las alternativas, los ahorros que tendrían los usuarios regulados del Área de Demanda 5 por los Elementos de los sistemas secundarios de transmisión que deberían dejar de pagar según la alternativa evaluada.

Por último, agrega que la evaluación económica de alternativas considera la implementación de las soluciones planteadas en el año 2014, año en el que según el diagnóstico realizado es necesaria dicha implementación. No obstante, dado el tiempo transcurrido, se estima que el proyecto seleccionado (Variante A de la Alternativa 2) entrará en operación comercial en el primer trimestre del año 2015.

Los resultados de dicha evaluación económica se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 5-2

Evaluación Económica de Alternativas

Nombre


(VP) Costo

Total US$

VP SST Caripa -

Condorcocha

US$

VP SST Condorcoch

a US$

VP SST Condorcocha -

Ninatambo US$

Costo Final US$ Transmisión Transformación(3) Total

Inversión OYM PERDIDAS(*)

MAT AT MAT/AT AT/MT

Alternativa 01 1 060 189 1 001 370 1 778 429 856 554 4 696 542 805 346 -857 941 4 643 947 240 088 137 269 377 131 3 889 459

Alternativa 02 197 461 1 666 024 1 249 436 723 808 3 836 729 621 457 -413 856 4 044 330

137 269 377 131 3 529 931

Alternativa 03 1 779 071 648 288 1 006 859 723 808 4 158 026 656 223 -601 369 4 212 880

137 269 377 131 3 698 480

*Diferencial respecto a situación actual (todas las alternativas reducen el costo de pérdidas)

Asimismo, los resultados de las variantes de la Alternativa 02, se muestran en el siguiente cuadro.



Cuadro Nº 5-3

Evaluación Económica de Variantes de Alternativa Seleccionada

Nombre


(VP) Costo

Total US$

VP SST Caripa -

Condorcocha US$

VP SST Condorcocha

US$

VP SST Condorcocha -

Ninatambo US$

Costo Final US$

Transmisión Transformación(3) Total

Inversión OYM PERDIDAS(4)

MAT AT MAT/AT AT/MT

Variante 2.A 197,461 666,254 1,249,436 723,808 2,836,959 451,525 -120,805 3,167,679

137,269

3,030,410

Variante 2.B 309,506 900,173 1,513,364 723,808 3,446,851 493,897 -430,099 3,510,648

137,269

3,373,379

Variante 2.C 286,783 853,401 1,508,798 723,808 3,372,789 463,447 -314,415 3,521,821

137,269

3,384,552

Al igual que en la PROPUESTA INICIAL, HSC concluye que implementar en 2 etapas la transformación en la SET Condorcocha no resulta económicamente eficiente, debido a que las etapas no están suficientemente distanciadas en el tiempo para que en valor presente se refleje un beneficio económico mayor a la inversión de un segundo transformador con su propio juego de celdas de transformación.

5.3.3 Programación de Inversiones

La programación de inversiones que corresponde a la alternativa seleccionada por HSC como la técnicamente viable para la atención de la demanda en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, según sostiene, es la que se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-4

Repotenciación de la Transformación en SET Condorcocha

Alternativa Instalación Código de Módulo Estándar Año de

Implementación recomendable

Transformador de Potencia 138/60 kV, 40 MVA SET MAT/AT Condorcocha TP-060023010-020SI3E 2015

Celda de Transformación 138 kV SET MAT/AT Condorcocha CE-138SIU3C1ESBTR3 2015

Línea 60 kV, 14.12 Km, AAAC 240 mm2. Línea Condorcocha-Ninatambo LT-060SIR1TAS1C1240A 2015

Celda Línea-Transformador 60 KV, salida a Ninatambo SET MAT/AT Condorcocha CE-060SIU3C1ESBLT2 2015

Celda de Línea 60 kV, salida a Condorcocha SET AT/MT Ninatambo CE-060SIU3C1ESBLI2 2015

Celda de Transformación 22.9 kV SET AT/MT Ninatambo CE-023SIU3C1ESBTR1 2016

Celda de Línea, salida a Pto. Der. Huasahuasi SET AT/MT Ninatambo CE-060SIU3C1ESBLI2 2016

Celda de Transformación 60 kV SET AT/MT Ninatambo CE-060SIU3C1ESBTR2 2016

Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 20MVA SET AT/MT Ninatambo TP-060023010-020SI3E 2016

Celda Transformación 60 KV SET AT/MT Chanchamayo CE-060SEU1C1ESBTR2 2016

Celda Transformación 22.9 KV SET AT/MT Chanchamayo CE-023SEU1C1ESBTR1 2016

Celda de Acoplamiento Barras 23kV SET AT/MT Chanchamayo CE-023SEU1MCIDBAC1 2016

No obstante, HSC propone la implementación de la Alternativa 2A (variante de la Alternativa 02) para el año 2015, conforme lo describe en su informe que forma parte de su ESTUDIO. Dicha alternativa consiste únicamente en la sustitución del antiguo transformador “T-3” de la SET Condorcocha por uno nuevo 138/60 kV de 40 MVA, sin incluir la LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo, este último previsto como parte de la Alternativa 02.



5.4 Asignación de la Responsabilidad de Pago

Por los mismos argumentos señalados en su PROPUESTA INICIAL, HSC señala que la futura SET Nueva Yanango al estar considerada como parte de las instalaciones tipo SCT a ser pagadas 100% por los Usuarios del Área de Demanda 5, la alternativa que se apruebe como modificación de dicho Plan también deberá ser pagada 100% por los mismos Usuarios.



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa HSC tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, las respuestas a las observaciones formuladas al ESTUDIO, las opiniones recibidas por parte de ELECTROCENTRO y UNACEM, las cuales fueron analizadas en el Anexo A del Informe N° 353-2014-GART, así como las opiniones y sugerencias a la publicación del proyecto de resolución las cuales se analizan en el Anexo A del presente Informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información complementaria ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a definir la proyección de la demanda, a verificar si las causales para solicitar la modificación del Plan de Inversiones indicadas por HSC son válidas, a determinar el SER y la inversión correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente; a fin de pronunciarse técnica y económicamente sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 presentada por HSC.

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 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, HSC como parte de su PROPUESTA INICIAL y FINAL indicó que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo son: el incremento de la demanda proyectada y la situación crítica en la que se encuentra el transformador 138/44 kV, 20 MVA de la SET Condorcocha, ambos asociados a las causales 1) y 4) del párrafo anterior.

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



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

Respecto al incremento de la demanda, conforme indica la solicitante, Osinergmin ha revisado el cuadro comparativo presentado por HSC como parte de su PROPUESTA INICIAL y FINAL.

En ambos casos analizados, se advierte que dichos cuadros de comparación han sido elaborados de manera incorrecta, en razón de que HSC compara valores de demanda “Coincidente con el Sistema Eléctrico” (denominado como “Revisión HSC”) con los valores “Coincidente con el SEIN” (denominado como “Propuesta ELC”).

Al realizar la correcta comparación de los valores de demanda, ambos en la misma oportunidad donde ocurre la “máxima demanda coincidente con el sistema eléctrico”, se puede apreciar que la demanda actualizada y propuesta por HSC, no resulta ser mayor a la prevista en el Plan de Inversiones 2013-2017, conforme lo habría manifestado la empresa HSC; por el contrario, dicha demanda propuesta por la misma HSC en su ESTUDIO, resulta ser menor que los valores previstos en el Plan de Inversiones 2013-2017.

En el siguiente cuadro, se realiza la comparación de la demanda propuesta por HSC y la que fue prevista en el Plan de Inversiones 2013-2017, ambas en la oportunidad de la máxima demanda coincidente a nivel de sistema eléctrico; asimismo, se incluye en dicho cuadro, la demanda que de manera incorrecta, HSC ha utilizado en sus cuadros comparativos.

MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE A NIVEL DE SISTEMA (MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Revisión HSC1 20,2 20,6 21,2 21,9 22,6 23,4 24,2 25,0 25,9 26,9

PI 2013-20222 20,2 21,2 21,9 22,9 23,7 24,5 25,3 26,2 27,0 27,8

PI 2013-20223 17,28 18,27 19,02 19,98 20,82 21,65 22,48 23,32 24,15 24,99

D (1-2) 0,0 -0,6 -0,7 -0,9 -1,0 -1,1 -1,1 -1,1 -1,1 -1,0

D% -0,1% -2,9% -3,1% -4,1% -4,4% -4,5% -4,4% -4,2% -3,9% -3,4%

(1) Los valores de demanda coincidente provienen del archivo “01-Demanda_Elcto-Tarma.xls” remitido por HSC. (2) Los valores provienen del archivo “F-123(RR).xls” publicado como parte de los cálculos del Plan de Inversiones vigente. (3) Los valores corresponden a la máxima demanda coincidente a nivel SEIN, presentada en los cuadros de comparación por

HSC como parte de su PROPUESTA INICIAL y FINAL.

Por otro lado, en la Sección 6.2 siguiente del presente informe “Revisión de la Demanda”, Osinergmin ha desarrollado la proyección de la misma en estricto cumplimiento de la NORMA TARIFAS y con base a la mejor información disponible, donde los resultados obtenidos muestran que la demanda correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, no se ha incrementado conforme señala HSC; por el contrario, dicha demanda ha disminuido en promedio (19%) respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, conforme se muestra en el siguiente cuadro.

COMPARACION-MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE A NIVEL DE SISTEMA (MW)

Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

PI 2013-20221 20,2 21,2 21,9 22,9 23,7 24,5 25,3 26,2 27,0 27,8

Act. PI 2013-20222 16,1 16,8 17,5 18,3 19,1 19,8 20,6 21,5 22,3 23,2

D (2-1) -4,1 -4,4 -4,4 -4,6 -4,6 -4,7 -4,7 -4,7 -4,7 -4,6

D% -20% -21% -20% -20% -19% -19% -19% -18% -17% -17%

(1) Los valores provienen del archivo “F-123(RR).xls” publicado como parte de los cálculos del Plan de Inversiones vigente.



(2) Los valores provienen del archivo “01-Demanda_Rev_2013(Tarma)(Pu).xlsx” actualizado con información remitida por ELECTROCENTRO al año 2013, los mismos que corresponden a los valores mostrados en el Cuadro N° 6-2 siguiente del presente informe.

En ese sentido, queda claro que la causal señalada por la misma HSC referida al incremento de la demanda para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, no sería válida por los argumentos señalados en los párrafos precedentes.

Mayor detalle sobre este tema, fue descrito en el análisis de la observación 3.1 del Anexo A del Informe N°0353-2014-GART. Asimismo se detalla en el análisis de la Opinión 1 desarrollado en el Anexo A del presente informe.

6.1.2 Situación Crítica Operativa del Transformador 138/44 kV, 20 MVA de la SET Condorcocha.

HSC, tanto en su PROPUESTA INICIAL como FINAL ha indicado que la otra causal para solicitar la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo de Área de Demanda 5, es la crítica situación operativa del transformador 138/44 kV, 20 MVA denominado “T-3”, debido a su antigüedad y mal estado de conservación, único elemento a través del cual el sistema Tarma-Chanchamayo se conecta al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. [Subrayado para fines de análisis]

Al respecto, debemos indicar que conforme se señala en el literal b) del Artículo 31° de la LCE:

“Los concesionarios de generación, transmisión y distribución están obligados a conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación eficiente, de acuerdo a lo previsto en el contrato de concesión, o de acuerdo a las normas que emita el Ministerio de Energía y Minas, según corresponda”.

El estado operativo de un transformador no debe ser considerado como una causal para solicitar una modificación del Plan de Inversiones, puesto que según el párrafo anterior, se entiende que los concesionarios están obligados a conservar y mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para una operación eficiente. Asimismo, es necesario indicar que el mencionado transformador, viene siendo remunerado a través del peaje de transmisión, por el Área de Demanda 5, para lo cual según se indica en el numeral VI) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento. En ese sentido, queda claro que es obligación del Titular mantener en perfectas condiciones sus instalaciones de transmisión por la cuales percibe un monto que retribuye, además de la inversión, los costos de operación y mantenimiento.

Cabe indicar que el referido transformador “T-3”, se ha previsto dar de Baja en el Plan de Inversiones 2013-2017, para el año 2016.

Por otro lado, con Cartas S/N de fecha 22 de abril 2014 y GO/C-143-14 de fecha 01 de julio de 2014, la empresa UNACEM, propietaria del transformador “T-3” en la SET Condorcocha, da respuesta al Oficio N° 0371-2014-GART



mediante el cual Osinergmin le requirió informe sobre el estado operativo de dicho transformador. Al respecto, UNACEM, indica entre otros aspectos que:

“El Sistema Eléctrico Tarma Chanchamayo viene operando bajo dos escenarios bien diferenciados: el primero en época de avenida donde Hidroeléctrica Santa Cruz genera a plena capacidad, inyectando al SEIN potencias cercanas a los 20 MVA y un segundo escenario en época de estiaje donde se inyecta al SEIN potencias del orden de los 10 MVA y en la cual nos encontramos actualmente.

Como se manifestó anteriormente, UNACEM (antes Cemento Andino S.A.), instaló entre los años 1977-1980 el transformador BBICT de 20 MVA, para cubrir la demanda propia de las operaciones de nuestra Fábrica. Asimismo por un convenio con Electrocentro, se le permitió el pase de energía hacia Tarma y Chanchamayo de forma temporal.

Consideramos que la capacidad del transformador cubre las necesidades actuales de las poblaciones, por lo que no sería necesario el reemplazo del actual por otro de mayor capacidad, aún más si consideramos que actualmente las ciudades de Tarma y Chanchamayo toman energía de las Centrales Hidroeléctricas Santa Cruz.

El mayor flujo de potencia que se presenta en el transformador BBICT de 20 MVA, es por el retiro de energía que vienen realizando las Centrales Hidroeléctricas Santa Cruz, llegando en oportunidades a superar la capacidad nominal del transformador.

Siendo este el problema que tiene la empresa Santa Cruz, consideramos que deberían construir una línea de transmisión que les permita transmitir la energía generada sin comprometer al transformador actual ni la línea de transmisión de UNACEM.

El año 2000, ABB elaboró el Informe Técnico TSS 025/00, según el cual se recomienda realizar el mantenimiento del transformador y a la vez disminuir la carga del transformador, ya que el Relé de Imagen Térmica indicaba presencia de calentamiento en el bobinado.

Como es política de UNACEM mantener en buen estado de operatividad los equipos a su cargo, nuestra representada realiza los mantenimientos predictivos y preventivos al transformador en mención, los cuales incluyen pruebas físico químicas, cromatográficas, análisis de furanos y contenido de PCB, donde el último reporte TC# 160 de SDMyers, confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado. [Adjunta resultado de las pruebas analizadas]

Consideramos que la alternativa propuesta por Osinergmin el año 2012 “Estudio para la determinación del Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 5”, es la más viable técnica y económicamente ya que permitiría formar un anillo que daría mayor confiabilidad al sistema Tarma Chanchamayo.

Asimismo cabe señalar que en la S.E. Condorcocha propiedad de UNACEM se tiene proyectado en breve la instalación de dos transformadores de 25 MVA cada uno que serán de uso de la Planta,



con lo cual el espacio con el que se cuenta en la subestación quedaría limitado.” [Subrayado para fines explicativos]

De acuerdo a lo indicado por UNACEM, su representada realiza los mantenimientos predictivos y preventivos al transformador “T-3”, los cuales incluyen pruebas físico químicas, cromatográficas, análisis de furanos y contenido de PCB; asimismo, indica que producto del último reporte TC# 160 de SDMyers, se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado, lo cual se contradice con lo expuesto por HSC al indicar que el transformador “T-3” presenta un estado crítico de operación debido a su antigüedad y mal estado de conservación. [Subrayado para fines explicativos]

UNACEM, agrega en su Carta GO/C-143-14, que deja abierta la posibilidad de realizar una inspección en campo a fin de corroborar lo manifestado en sus cartas.

En ese sentido, Osinergmin como parte de sus labores de supervisión, realizó una inspección técnica conjunta en la subestación de Condorcocha, producto de la cual se observó que el referido transformador “T-3” operaba con normalidad, con una temperatura de trabajo de 38° C y atendiendo una demanda de 5 MVA. Asimismo, se observó que la calidad de la pintura es normal, a excepción del tanque conservador, el cual presenta una pintura deteriorada; no se detectó fugas de aceite. Adicionalmente, Osinergmin solicitó información adicional a UNACEM referida, entre otros, al mantenimiento de dicho transformador recomendado por ABB, el monitoreo del relé de imagen térmica, los programas de mantenimiento previstos para los próximos meses y la atención de recomendación de SD Myers de realizar las pruebas de furano cada 6 meses, y el resto de las pruebas cada año.

Como respuesta, UNACEM mediante Cartas GO/C-155-14 y GO/C-186-14, de fecha 14 de julio y el 10 de setiembre de 2014 respectivamente; ha presentado la información solicitada por Osinergmin, el cual incluye el Informe Técnico IST 023/23 de fecha 08 de abril 2002 de la empresa AEI, donde se realiza una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI en la ciudad de Lima el cual fue realizado del 02 de marzo al 04 de abril del año 2002. Asimismo, incluye el Acta de Entrega referido al cambio del relé de imagen térmica realizado por ABB el 17 de enero de 2001 y el Acta de Entrega y Protocolos de Inspección de Campo de fecha 15 de diciembre de 2000 donde la empresa ABB realizó, entre otros, lo siguiente: “Verificación de los mecanismos de disparo de las protecciones propias del transformador como son relé Buchholz, Válvula de Seguridad, Relé de Imagen Térmica, Temperatura de Aceite y comprobación de apertura del interruptor ante el disparo de alguno de estos mecanismos. Adicionalmente, incluye el Informe Técnico N° 02-084-2014 (del 16 de agosto de 2014) de la empresa Oil Transformers donde según señala UNACEM, la cantidad de furanos se encuentran dentro de los límites permisibles y se recomienda un nuevo análisis dentro de un (01) año.

Finaliza sus cartas reiterando que la alternativa propuesta por Osinergmin el año 2012 “Estudio para la determinación del Plan de Inversiones en transmisión para el Área de Demanda 5”, es la más viable técnica y económicamente para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo.



Por otro lado, de acuerdo a lo manifestado por UNACEM, en el supuesto que el motivo principal que tiene HSC para proponer la implementación de un transformador de 40 MVA en la SET Condorcocha, es el de poder evacuar su energía al SEIN, motivo que es verificado de acuerdo al gráfico N° 2.1 del Anexo A del presente informe, donde se observa que la generación es quien carga al transformador hasta su capacidad nominal, presentándose valores de 90% de factor de uso de dicho transformador en época de avenida; esta razón no correspondería a una causal para presentar una solicitud de modificación del Plan de Inversiones, dado que dicho Plan de Inversiones debe corresponder a instalaciones para atender el requerimiento de la demanda y no a los requerimientos de la generación. Ello no implica que HSC pueda implementar las instalaciones necesarias que le permitan entregar su energía producida al SEIN, en cuyo caso, deberá tener presente el literal c) del numeral 27.2) del Artículo 27° de la Ley 28832. [Subrayado para fines explicativos]

En efecto, por los motivos descritos en los numerales 6.1.1) y 6.1.2), las causales mencionadas por HSC para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, no son válidos, por lo tanto, queda claro que no hay razón alguna que motive la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5.

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 el presente numeral.

6.2 Revisión de la Demanda

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

No se ha actualizado los formatos F-101, F-102 y F-103, referidos a la demanda de usuarios regulados, con información del año 2013.

No se ha presentado un sustento adecuado para asumir que la participación del cliente libre SIMSA en la hora de máxima demanda del sistema es igual al 100% de su máxima demanda anual..

En la serie histórica de ventas de energía solo se ha considerado información agrupada en media y baja tensión, sin considerar las ventas en el nivel de alta tensión.

6.2.1 Información Base

Ventas de energía

Las ventas históricas de energía que ha presentado HSC como parte de su PROPUESTA FINAL, han sido revisadas teniendo como referencia la información de las Bases de Datos que dispone Osinergmin:



“SICOM_1996_2013” y “SICLI 2002-2013” las cuales están organizadas con información proporcionada periódicamente por las propias empresas concesionarias que suministran energía eléctrica.

Variables explicativas

Se considera como variables explicativas al comportamiento de la demanda: los datos históricos del PBI por departamento, los cuales son publicados por la División Nacional de Cuentas Nacionales del Instituto Nacional de Estadísticas e Informática (INEI), en el documento denominado: “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2013”, los datos históricos de POBLACIÓN de los Censos Nacionales de Población de los años 1993, 2005 y 2007 publicados por el INEI (Fuente del último censo: Documento Primeros Resultados Perú: Crecimiento y Distribución de la Población, 2007, Cuadro Nº 3.1, pág. 18), la cantidad de CLIENTES que dispone Osinergmin en la Base de Datos SICOM 1996-2013, la cual se mantiene actualizada con la información reportada periódicamente por las mismas empresas concesionarias del sector eléctrico, el PRECIO MEDIO facturado a los usuarios finales del mercado regulado y la ENERGÍA vendida contenida también en la misma base de datos hasta el año 2013.

6.2.2 Proyección Ventas - Usuarios Regulados Se revisa la proyección de la demanda con data histórica al año 2013, a fin de analizar la alternativa aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017 para la dotación de energía del sistema eléctrico Tarma - Chanchamayo, Tarma Rural y Tarma - Chanchamayo SER, de manera comparativa con la propuesta de HSC. 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. A la fecha el único cliente libre atendido desde el sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo es el usuario “CL0202” SIMSA. Dado que HSC no ha presentado proyecciones de dicho Usuario Libre, Osinergmin ha considerado que el consumo de energía de este usuario (9 846 MWh para el año 2013), se mantiene constante en todo el período de análisis. A fin de obtener el factor de participación a la hora de la máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) del cliente “CL0202”, se tomó como base la información preparada por ELECTROCENTRO en su propuesta para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.



Como resultado se obtuvo que el aporte de dicho cliente es 28% respecto a la máxima demanda (ver gráfico siguiente).

Gráfico Nº 6-1

11,442

6,160

15,938

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

201008

180000

201008

180030

201008

180100

201008

180130

201008

180200

201008

180230

201008

180300

201008

180330

201008

180400

201008

180430

201008

180500

201008

180530

201008

180600

201008

180630

201008

180700

201008

180730

201008

180800

201008

180830

201008

180900

201008

180930

201008

181000

201008

181030

201008

181100

201008

181130

201008

181200

201008

181230

201008

181300

201008

181330

201008

181400

201008

181430

201008

181500

201008

181530

201008

181600

201008

181630

201008

181700

201008

181730

201008

181800

201008

181830

201008

181900

201008

181930

201008

182000

201008

182030

201008

182100

201008

182130

201008

182200

201008

182230

201008

182300

201008

182330

SISTEMA TARMA CHANCHAMAYODEMANDA COINCIDENTE CON EL SISTEMA ELÉCTRICO (18-08-2010)

TARMA-CHANCHAMAYO SIMSA TOTAL

Asimismo, para el día de máxima demanda del SEIN, ocurrida el día 16/12/2010 a las 19:30 horas, el factor de simultaneidad (FS) del Cliente SIMSA fue de cero (0) (ver gráfico siguiente).

Gráfico Nº 6-2

11,485

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

201008

180000

201008

180030

201008

180100

201008

180130

201008

180200

201008

180230

201008

180300

201008

180330

201008

180400

201008

180430

201008

180500

201008

180530

201008

180600

201008

180630

201008

180700

201008

180730

201008

180800

201008

180830

201008

180900

201008

180930

201008

181000

201008

181030

201008

181100

201008

181130

201008

181200

201008

181230

201008

181300

201008

181330

201008

181400

201008

181430

201008

181500

201008

181530

201008

181600

201008

181630

201008

181700

201008

181730

201008

181800

201008

181830

201008

181900

201008

181930

201008

182000

201008

182030

201008

182100

201008

182130

201008

182200

201008

182230

201008

182300

201008

182330

SISTEMA TARMA CHANCHAMAYODEMANDA COINCIDENTE CON LA MAX. DEL SEIN (16-12-2010)

TARMA-CHANCHAMAYO SIMSA TOTAL

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



Para el caso particular, HSC no ha presentado solicitudes de factibilidad de suministro de potenciales usuarios.

6.2.5 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 sistema eléctrico Tarma - Chanchamayo, la cual se muestra por nivel de tensión en el Cuadro N° 6-1.

Cuadro Nº 6-1



2013 9 846 52 668 62 514

2014 9 846 55 989 65 835

2015 9 846 59 705 69 551

2016 9 846 63 668 73 514

2017 9 846 67 300 77 146

2018 9 846 71 109 80 955

2019 9 846 75 097 84 943

2020 9 846 79 265 89 111

2021 9 846 83 615 93 461

2022 9 846 88 148 97 994

2023 9 846 92 865 102 711

2024 9 846 97 769 107 615

2025 9 846 102 860 112 706

2026 9 846 108 139 117 985

2027 9 846 113 609 123 455

2028 9 846 119 270 129 116

2029 9 846 125 123 134 969

2030 9 846 131 171 141 017

2031 9 846 137 413 147 259

2032 9 846 143 851 153 697

2033 9 846 150 486 160 332

2034 9 846 157 320 167 166

2035 9 846 164 354 174 200

2036 9 846 171 588 181 434

2037 9 846 179 023 188 869

2038 9 846 186 661 196 507

2039 9 846 194 503 204 349

2040 9 846 202 549 212 395

2041 9 846 210 801 220 647

2042 9 846 219 260 229 106

2043 9 846 227 926 237 772

Notas: (1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-109 y F-115. (2) La TC promedio en el período 2014-2024, resulta 5,06%.



6.2.6 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° 6-1, donde se aplican los porcentajes de pérdidas en Baja y Media tensión lográndose así la demanda de energía. Cabe indicar que para esta etapa, se actualizaron los registros de máximas demandas por devanado secundario de las SET´s Ninatambo y Chanchamayo con la información proveniente del “Estudio de Modificación de Plan de Inversiones del Área de Demanda 5”, presentado por ELECTROCENTRO, con carta N° GR-660-2014. 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, la cual se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 6-2

PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE CON EL SISTEMA (MW) – USUARIOS REGULADOS

SUBESTACIÓN TENSIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

NINATAMBO 10 3,47 3,69 3,93 4,20 4,44 4,69 4,95 5,22 5,51 5,81 6,12 6,44

NINATAMBO 23 1,48 1,58 1,68 1,79 1,89 2,00 2,11 2,23 2,35 2,48 2,61 2,75

CHANCHAMAYO 23 5,57 5,92 6,32 6,74 7,12 7,52 7,94 8,39 8,85 9,33 9,82 10,34

Fuente: Formato F-111.

Luego, tomando en consideración la metodología señalada en el acápite 6.2.3 para los usuarios libres, se desarrolló la proyección para dichos usuarios. Finalmente se obtiene la proyección integrada entre usuarios regulados y libres, como se muestra en Cuadro N° 6-3.



Cuadro Nº 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 2024

NINATAMBO 10 3,47 3,69 3,93 4,20 4,44 4,69 4,95 5,22 5,51 5,81 6,12 6,44

NINATAMBO 23 1,48 1,58 1,68 1,79 1,89 2,00 2,11 2,23 2,35 2,48 2,61 2,75

CHANCHAMAYO 23 5,57 5,92 6,32 6,74 7,12 7,52 7,94 8,39 8,85 9,33 9,82 10,34

PUNTAYACU 44 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61 5,61

TOTAL 16,14 16,80 17,54 18,34 19,06 19,82 20,62 21,45 22,32 23,23 24,17 25,15

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 sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, en donde se analizaron cuatro (04) alternativas bajo el criterio de mínimo costo, las cuales incluyen las tres (03) alternativas propuestas por HSC como parte de su ESTUDIO. En aquella oportunidad y dentro de las etapas que corresponden al proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, se descartaron tres (03) alternativas por no corresponder a la de mínimo costo, entre ellas las propuestas por HSC como alternativas 02 y 03. Por el contrario la alternativa elegida resultó ser la compuesta por los Elementos que conforman la alternativa 01: Nueva SET Yanango 220/60/22,9 kV, 40 MVA.

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 sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en el estudio presentado por HSC.

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

Se realiza el análisis de alternativas técnicamente no viables.

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

No se considera información relevante de los Elementos existentes en la SET Condorcocha y estado actual del transformador existente.

No se considera el grado de avance de los proyectos relacionados con el cumplimiento del Plan de Inversiones vigente.



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 sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo ha disminuido respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017. Tal es así que el año de requerimiento de las nuevas instalaciones para dicho sistema eléctrico determinado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 (año 2016) resultaría aliviado. Es por ello que, en todas las alternativas de solución para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, se ha considerado su implementación desde el año 2016, año donde se prevé la baja del transformador existente 138/44 kV de 20 MVA en la SET Condorcocha. Por otro lado, según los registros de máximas demandas cada 15 minutos del transformador “T-3” ubicado en la SET Condorcocha, el cual fue proporcionado por la empresa UNACEM (enero-diciembre 2013 y enero-junio 2014), se verifica que en época de estiaje, el flujo en dicho transformador es de 10,78 MVA en promedio de los flujos máximos; asimismo, en época de avenida, el flujo es de 17 MVA en promedio de los flujos máximos. Cabe indicar que en ambos casos, no se llega a superar la capacidad de dicho transformador, conforme se muestra en el siguiente gráfico.

Gráfico Nº 6-3

0

5

10

15

20

25

Ener

o

Ener

o

Ener

o

Feb

rero

Feb

rero

Mar

zo

Mar

zo

Ab

ril

Ab

ril

May

o

May

o

Jun

io

Jun

io

Julio

Julio

Julio

Ago

sto

Ago

sto

Seti

emb

re

Seti

emb

re

Oct

ub

re

Oct

ub

re

No

viem

bre

No

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bre

Dic

iem

bre

Dic

iem

bre

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bre

Ener

o

Ener

o

Feb

rero

Feb

rero

Mar

zo

Mar

zo

Ab

ril

Ab

ril

May

o

May

o

Jun

io

Jun

io

2013 2014

Flu

jo M

VA

Flujo Diario por el Transformador 138/44 - 20 MVA de la S.E. Condorcocha

Maximo Minimo Promedio

Capacidad Nominal del Transformador

Respecto al avance del proyecto aprobado en el Plan de Inversiones vigente, la empresa ELECTROCENTRO, con Carta GR-415-2014 de fecha 24 de abril de 2014, indica entre otros, lo siguiente:

“Me dirijo a usted en relación a vuestro oficio de la referencia, en la que nos solicita informar los avances del proyecto de la nueva SET Nueva Yanango y sus instalaciones conexas, que está previsto para la interconexión de nuestro sistema Chanchamayo de 44 (60) kV.



Al respecto, se tiene un contrato pre-aprobado con la empresa de generación Renovandes, a fin de compartir los costos que demandaría dicha instalación, debido a que se estaría evacuando al SEIN la producción de su Central Hidroeléctrica (20 MW) a través de nuestras líneas de 44 (60) kV y la SET Nueva Yanango.

(…)”

Al respecto, según lo indicado en el numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, ELECTROCENTRO tiene la obligación del cumplimiento del Plan de Inversiones aprobado para el sistema eléctrico Tarma -Chanchamayo.

Cabe indicar que, el análisis a detalle de la carta de ELECTROCENTRO, se analiza en el Anexo A.

6.3.2 Formulación de Alternativas

Ante la situación actual descrita en la sección anterior, es necesario evaluar de manera integral, y bajo las actuales condiciones de previsión de la demanda eléctrica, el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo.

Conforme a lo indicado en el numeral 6.3 del presente informe, Osinergmin procede a evaluar nuevamente las alternativas formuladas en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, las mismas que coinciden con las alternativas formuladas por HSC en su ESTUDIO. Cabe indicar que las alternativas 2A, 2B y 2C formuladas por HSC como variantes de la alternativa 02, no fueron consideradas por las razones que la misma HSC indica en su ESTUDIO, las cuales se señalan en el numeral 5.3.2 del presente informe y como puede apreciarse de lo señalado en la respuesta a la observación 4.19 que se detalla en el Anexo A del Informe N° 353-2014-GART.

Para la formulación de estas alternativas, se ha tomado en cuenta las siguientes premisas, las mismas que formaron parte del proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017:

o La determinación del SER debe corresponder al máximo requerimiento de la demanda en las condiciones que representen el máximo requerimiento de las instalaciones. Esta condición se presenta con el menor aporte de los generadores RER.

o El Plan de Inversiones debe corresponder a las instalaciones para atender a la demanda no para atender a la generación, por lo que no se incluyen instalaciones para atender a los requerimientos de generación en cumplimiento del numeral 11.1) de la NORMA TARIFAS.

o Para efectos de la simulación de los flujos de potencia, se toma como base la topología del sistema existente; asimismo, se consideran las condiciones operativas más desfavorables desde el punto de vista de atención a la demanda (es decir la alternativa que requiere mayor capacidad de transmisión para atender a los usuarios del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo). Esta condición corresponde a la máxima demanda del sistema y la central Huasahuasi en condiciones de estiaje.



o Las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fluyen a través de las mismas, tomando en cuenta la demanda en barras de cada SET a la hora de la máxima demanda coincidente por sistema eléctrico. La sección de conductores se determina con base en este requerimiento.

o Se considera que el actual transformador “T-3” 138/44 kV en la SET Condorcocha, está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado, conforme a lo señalado por UNACEM en su Carta GO/C-143-14.

o Para la valorización de los Elementos de transmisión, se consideran los Módulos Estándares de Transmisión vigentes aprobados con Resolución N° 017-2017-OS/CD y modificado con Resoluciones N° 056 y 121-2014-OS/CD.

A continuación se formulan las alternativas identificadas como técnicamente viables para atender la demanda del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo:

Alternativa 01: Esta alternativa corresponde a lo aprobado por Osinergmin en el Plan de Inversiones 2013-2017, lo cual consiste en implementar para el año 2016 la SET Nueva Yanango 220/60/22,9 kV de 40 MVA, una LT 220 kV SET Yanango existente – SET Nueva Yanango de 2 km, con conductor ACAR de 400 mm2; asimismo, en el mismo año 2016, implementar un nuevo transformador de 20 MVA para la SET Ninatambo, dado que el actual sería rotado a la SET Chanchamayo.

Alternativa 02: Alternativa evaluada y descartada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, la cual corresponde a la alternativa presentada por HSC como la de menor costo; ésta comprende la implementación, para el año 2016, del cambio del transformador “T-3” 138/44 kV de 20 MVA por uno de 138/60 kV de 40 MVA; la LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo de 14,12 km, AAAC 240 mm2 de sección de conductor; y al igual que en la alternativa 01, para el año 2016 se prevé un nuevo transformador de 20 MVA para la SET Ninatambo, dado que el actual sería rotado a la SET Chanchamayo.

Alternativa 03: Alternativa evaluada y descartada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, la cual consiste en implementar para el año 2016, la LT 138 kV Condorcocha – Ninatambo de 14,2 km de longitud y AAAC 300 mm2 de sección de conductor; ampliación de la SET Ninatambo mediante un transformador de potencia de 138/60 kV de 40 MVA. Asimismo, al igual que en las alternativas 1 y 2, se contempla para el año 2016 un nuevo transformador de 20 MVA para la SET Ninatambo, dado que el actual sería rotado a la SET Chanchamayo.

Alternativa 04: Alternativa acondicionada de la alternativa 01, considerando el estudio de Pre-Operatividad de Renovandes, que consiste en la implementación de la SET Nueva Yanango a 0,2 km de la SET Yanango Existente y su conexión a la SET Chanchamayo mediante una LT 60 kV de 19.5 km y 240 mm2 de sección de conductor.




Con base en un análisis de flujos de potencia, bajo condiciones de máxima demanda, para cada alternativa se determinan las necesidades de inversión en transmisión para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, dentro del período de análisis (10 años)

Alternativa 01: Esta alternativa se alimenta desde la SET Nueva Yanango con transformación en 220/60 kV y se acerca al centro de carga. El perfil de tensiones es bueno hasta el año 2025 sin llegar a los límites de los taps de transformadores AT/MT. El transformador MAT/AT llega hasta su tap -1 en el año 2025. En condición de contingencia de generación en Renovandes el perfil de tensiones en Chanchamayo 60 kV se reduce desde 1,00 hasta 0,97 pu para el año 2025.

Alternativa 02: Esta alternativa se alimenta desde Condorcocha en 60 kV y presenta una topología totalmente radial desde la SET Caripa -Condorcocha hasta la SET Chanchamayo. El perfil de tensiones hasta el año 2025 no llega a los límites de los taps de transformadores AT/MT. El transformador MAT/AT se mantiene en su tap central en el año 2025. Sin embargo, en condición de contingencia de generación en Renovandes, el perfil de tensiones en Chanchamayo 60 kV se reduce desde 0,96 hasta 0,88 pu para el año 2025.

Alternativa 03: Esta alternativa es similar a la alternativa 02 con la diferencia que se acerca la fuente a la carga con una línea en 138 kV hasta la SET Ninatambo dando fortaleza al sistema. El perfil de tensiones es bueno hasta el año 2025 sin llegar a los límites de los taps de transformadores AT/MT. El transformador MAT/AT llega hasta su tap -6 en el año 2025. En condición de contingencia de generación en Renovandes el perfil de tensiones en Chanchamayo 60 kV se reduce desde 0,97 hasta 0,89 pu para el año 2025.

Alternativa 04: El sistema en 60 kV conformado por la carga de Chanchamayo se alimenta desde la SET Nueva Yanango ubicada a 200 metros de la central Yanango. El perfil de tensiones es bueno hasta el año 2025 sin llegar a los límites de los taps de transformadores AT/MT. El transformador MAT/AT se mantiene en su tap central en el año 2025. En condición de contingencia de generación en Renovandes el perfil de tensiones en Chanchamayo 60 kV se mantiene en 1,00 pu para el año 2025.

Finalmente, como conclusión del análisis de alternativas podemos indicar que, considerando el perfil de tensiones para el año 2025 en las barras de 60 kV, para las cuatro alternativas, se puede demostrar que la alternativa 01 es la que presenta mejor comportamiento ante una contingencia de generación en el sistema. Las alternativas 01, 02, 03 y 04 tienen como contingencia la salida de la C.H. Renovandes (ya sea por mantenimiento o falla). Asimismo, la alternativa 01 se conserva en el tiempo con un buen desempeño, lo cual no ocurre con la alternativa 02.

A continuación se muestra el perfil de tensiones en barras de 60 kV para el año 2025 ante una contingencia de generación.



Cuadro Nº 6-4

Operación en Contingencia

Alt. 1 Alt. 2 Alt. 3 Alt. 4

Condorcocha - 1,02 - 1,01

Tarma 0,98 0,99 1,00 0,95

Puntayacu 0,99 0,90 0,91 0,89

Chanchamayo 0,97 0,88 0,89 1,00

Nueva Yanango 1,01 - - 1,01

Barra 60 kV

Asimismo, en el siguiente cuadro, se muestra la variación porcentual de perfil de tensiones en contingencia para el año 2025.

Cuadro Nº 6-5

Desviación Porcentual Contingencia/Normal

Alt. 1 Alt. 2 Alt. 3 Alt. 4

Condorcocha - -0,2% - -1,3%

Tarma 0,3% -1,1% -0,3% -4,9%

Puntayacu -0,9% -6,6% -5,6% -7,5%

Chanchamayo -3,0% -9,1% -8,0% -0,3%

Nueva Yanango 0,3% - - 0,4%

Desv. Promedio -0,8% -4,2% -4,6% -2,7%

Barra 60 kV

6.3.4 Selección de la Alternativa de Mínimo Costo

Las alternativas descritas en la sección anterior, se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, descrito en el numeral 11.3 de la NORMA TARIFAS, obteniéndose los resultados que se muestran en el Cuadro N° 6-6, cabe indicar que las pérdidas han sido actualizadas con la demanda ajustada en esta etapa.



Cuadro Nº 6-6

Análisis de Alternativas – Sistema Eléctrico Tarma - Chanchamayo

OSINERGMIN F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:

Valor Presente

Nombre Transmisión Transformación Total OYM PÉRDIDASCosto

Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$

Alternativ a 1: Alternativ a aprobada en el PI 2013-2017, que consiste en

implementar la SET Nuev a Yanango 220 kV, 40 MVA.944 079 657 819 1 695 212 858 016 4 155 127 876 106 -1 070 698 3 960 534

Alternativ a 2: Alternativ a analizada y descartada en el PI 2013-2017, que

consiste en implementar y adecuar en la SET Condorcocha un nuev o

transformador 138/60 kV, 40 MVA y la LT 60 kV Condorcocha -

Ninatambo de 240 mm2

- 1 442 555 1 210 061 948 146 3 600 763 733 704 -206 752 4 127 714

Alternativ a 3: Alternativ a analizada y descartada en el PI 2013-2017, que

consiste en implementar una LT 138 kV Codorcocha-Ninatambo de 300

mm2 y un transformador 138/60 kV, 40 MVA en la SET Ninatambo.

1 570 024 178 280 1 042 638 948 146 3 739 088 740 325 -385 728 4 093 685

Alternativ a 4: Alternativ a acondicionada del estudio de Pre-Operativ ad de

Renov andes, que consiste en la construcción de la SET Nuev a Yanango

a 0,2 km de la SET Yanango Ex istente y llegar a la SET Chanchamay o

mediante una LT 60 kV de 19,5 km y 240 mm2 de seccion de conductor

772 695 1 849 556 1 736 385 858 016 5 216 653 1 093 086 -868 254 5 441 485

Alternativa Seleccionada : Alternativa 1

Según el cuadro anterior, se confirma que la Alternativa 01 desarrollada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, resulta nuevamente la de mínimo costo. Los costos de inversión, operación y mantenimiento, correspondientes a la Alternativa 01, se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-7

COSTO POR ELEMENTO DE LA ALTERNATIVA DE MÍNIMO COSTO – ALTERNATIVA 01 SISTEMA ELECTRICO TARMA - CHANCHAMAYO

Año Titular Nombre Código de Módulo Total

Inversión COyM

Elemento Estándar US$ (US$)

2016 ELECTROCENTRO Transformador de Potencia de 20 MVA, 60/23/10 kV, SET AT/MT NINATAMBO TP-060023010-020SI3E 701 769 22 386

2016 ELECTROCENTRO Celda de Línea, 60 kV, SET AT/MT CHANCHAMAYO CE-060SEU1C1ESBLI2 223 634 7 223

2016 ELECTROCENTRO Celda de Transformador, 60 kV, SET AT/MT CHANCHAMAYO CE-060SEU1C1ESBTR2 198 806 6 421

2016 ELECTROCENTRO Celda de Transformador, 23 kV, SET AT/MT CHANCHAMAYO CE-023SEU1C1ESBTR1 63 353 2 971

2016 ELECTROCENTRO Celda de Acoplamiento, 23 kV, SET AT/MT CHANCHAMAYO CE-023SEU1MCIDBAC1 112 368 5 270

2016 ELECTROCENTRO Celda de Línea, 60 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO CE-060SEU1C1ESBLI2 300 767 9 715

2016 ELECTROCENTRO Celda de Línea, 60 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO CE-060SEU1C1ESBLI2 300 767 9 715

2016 ELECTROCENTRO Celda de Transformador, 60 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO CE-060SEU1C1ESBTR2 267 375 8 636

2016 ELECTROCENTRO Transformador de Potencia de 40 MVA, 220/60/23 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO

TP-220060023-040SE1E 1 711 402 55 792

2016 ELECTROCENTRO Celda de Línea Transformador, 220 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO CE-220SEU1C1ESBLT3 476 857 15 546

2016 ELECTROCENTRO Celda de Transformador, 23 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO CE-023SEU1C1ESBTR1 85 204 3 996

2016 ELECTROCENTRO Celda de Alimentador, 23 kV, SET MAT/AT/MT NUEVA YANANGO CE-023SEU1MCISBAL1 62 493 2 931

2016 ELECTROCENTRO Celda de Línea, 220 kV, SET MAT/AT YANANGO CE-220SEU1C1ESBLI3 455 656 14 854

2016 ELECTROCENTRO Línea, 220 kV, Línea 220 kV Yanango - Nueva Yanango, 2 km LT-220SER0TAS1C4400A 251 739 8 207



6.4 Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017

Como resultado de los análisis realizados por Osinergmin, se concluye que no hay razón alguna que motive la modificación del Plan de Inversiones vigente, correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5. Por lo tanto, los Elementos aprobados para dicho sistema eléctrico, así como los responsables para su ejecución, serían los mismos que fueron aprobados en el proceso normal de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado al ESTUDIO, a las respuestas de las observaciones formuladas al mismo dentro del Informe N° 353-2014-GART, al pronunciamiento que al respecto han emitido las empresas ELECTROCENTRO y UNACEM, así como al análisis de las opiniones y sugerencias a la publicación del proyecto de Resolución realizada por Osinergmin, se concluye lo siguiente:

a) En su solicitud de modificación del Plan de Inversiones, HSC requiere se priorice la sustitución del transformador “T-3” 138/44 kV de 20 MVA por uno nuevo 138/60 kV de 40 MVA, al demostrarse según indica mediante su ESTUDIO, que es una solución técnica y económicamente más eficiente que el proyecto Nueva Yanango 220/60/22.9 kV de 40 MVA aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017. Asimismo, requiere se asigne la responsabilidad de implementar el referido nuevo transformador.

b) HSC como parte de su PROPUESTA INICIAL y FINAL motiva su solicitud, indicando que las causales para la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo son: 1) el incremento de la demanda proyectada y 2) la situación crítica en la que se encuentra el transformador 138/44 kV, 20 MVA de la SET Condorcocha, debido a su antigüedad y mal estado de conservación. Ambas causales las asocia a la primera y cuarta razón establecida en el numeral VII) del literal d) del Reglamento de la LCE.

c) Según el desarrollo de la proyección de la demanda eléctrica para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, los resultados obtenidos muestran que dicha demanda no se ha incrementado conforme señala HSC; por el contrario, ha disminuido en promedio (19%) respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017. En ese sentido, la causal del incremento de la demanda para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, conforme señala HSC, no sería válida.

d) El estado operativo de un transformador no debe ser considerado como una causal para solicitar una modificación del Plan de Inversiones, puesto



que según lo indicado en el literal b) del Artículo 31° de la LCE, los concesionarios están obligados a conservar y mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para una operación eficiente. Asimismo, según se indica en el numeral VI) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento. En ese sentido, queda claro que es obligación del Titular mantener en perfectas condiciones sus instalaciones de transmisión por la cuales percibe un monto que retribuye, además de la inversión, los costos de operación y mantenimiento. Cabe mencionar que el transformador 138/44 kV, 20 MVA ubicado en la SET Condorcocha, viene siendo remunerado a través del peaje de transmisión, por el Área de Demanda 5, cuya Baja se ha previsto para el año 2016 dentro del Plan de Inversiones 2013-2017, fecha en la cual, se prevé el ingreso de la Nueva SET Yanango y líneas conexas que fuera seleccionado en el proceso de aprobación de dicho Plan de Inversiones 2013-2017.

e) Por otro lado, de acuerdo a lo indicado por UNACEM en su Carta GO/C-143-14 de fecha 01 de julio de 2014, su representada realiza los mantenimientos predictivos y preventivos al transformador “T-3” 138/44 kV ubicado en la SET Condorcocha, los cuales incluyen pruebas físico químicas, cromatográficas, análisis de furanos y contenido de PCB. Asimismo, indica que producto del último reporte TC# 160 de SDMyers, se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado, lo cual se contradice con lo expuesto por HSC al indicar que el transformador “T-3” presenta un estado crítico de operación debido a su antigüedad y mal estado de conservación. Adicionalmente, UNACEM con Carta GO/C-177-14 de fecha 26 de agosto de 2014, presentó el Informe IST 023/23 de fecha 08 de abril de 2002 de la empresa AEI, donde se realizó una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI (posterior a las recomendaciones de ABB en el año 2000).

f) De acuerdo a lo manifestado por UNACEM, en el supuesto que el motivo principal que tiene HSC para proponer la implementación de un transformador de 40 MVA en la SET Condorcocha, es el de poder evacuar su energía al SEIN, esta razón no correspondería a una causal para presentar una solicitud de modificación del Plan de Inversiones, dado que dicho Plan de Inversiones debe corresponder a instalaciones para atender el requerimiento de la demanda y no a los requerimientos de la generación. Ello no implica que HSC pueda implementar instalaciones que le permitan entregar su energía producida al SEIN, en cuyo caso, deberá tener presente el literal c) del numeral 27.2) del Artículo 27° de la Ley 28832.

g) Por los motivos descritos en los literales c), d) y e) del presente numeral, las causales mencionadas por HSC para motivar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, no tienen justificación alguna; por lo tanto, queda claro que no hay razón que motive la modificación del Plan de Inversiones correspondiente al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo del Área de Demanda 5. No obstante, Osinergmin ha desarrollado los análisis correspondientes a fin de sustentar técnica y económicamente el PRONUNCIAMIENTO, sin que ello contradiga o afecte lo concluido en la primera parte del presente literal.



h) Según los resultados mostrados en el Cuadro N° 6-6 del presente informe, se confirma que la Alternativa 01 que fuera seleccionada en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, resulta como la de mínimo costo.

i) Se recomienda la emisión de una resolución que desestime la solicitud de HSC, y en consecuencia que no se modifiquen los elementos aprobados, así como los responsables para su ejecución, en el Plan de Inversiones 2013-2017 correspondiente al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo del Área de Demanda 5.

[jmendoza]

/rqe



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la publicación del Proyecto de Resolución.

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual.

Anexo C Diagrama Unifilar de la Alternativa Seleccionada, según análisis de Osinergmin.

Anexo D Cuadros Comparativos.



Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la publicación del Proyecto de Resolución



Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la publicación del Proyecto de Resolución

1. Opinión 1 de HSC: Evaluación de la Demanda

HSC señala que, a fin de aclarar confusiones sobre este tema, a continuación se reproducen los cuadros de proyección de la potencia coincidente a la hora de máxima demanda del sistema Tarma-Chanchamayo, correspondientes a lo propuesto por Electrocentro S.A. y que validó Osinergmin en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, a la revisión realizada por HSC en el estudio de sustento de su solicitud de modificación del referido Plan y a lo que Osinergmin ha desarrollado en el Informe N° 353-2014-GART (en adelante “Informe 353”).

En estos cuadros se señala la participación coincidente de cada subestación que conforma el sistema eléctrico y se totaliza esta proyección según el nivel de tensión.



En el Cuadro N° 1 se puede advertir que la carga en 44 kV de la subestación Puntayacu (carga del Usuario Libre SIMSA- CL0202), a la hora de máxima demanda del sistema, es considerada con un factor de participación (FPHMD) de 1 (uno), criterio que HSC mantuvo en su estudio en atención a lo señalado en el numeral 5.8.3) de la NORMA TARIFAS conforme se nota en el Cuadro N° 2.

Por el contrario, en el Cuadro N° 3 se puede observar que en la totalización Osinergmin no incluye a dicho Usuario Libre CL0202, a pesar que en este cuadro su demanda coincidente a la hora de máxima demanda del sistema figura con el valor de 5.61 MW (equivalente a un FPHMD de 0.61 respecto de los 9.13 MW que como máxima demanda alcanzó el cliente CL0202 en el año 2013). Esta omisión ha originado que en la comparación de totales que se realiza en el Informe 353, aparentemente la demanda no se incremente sino que por el contrario disminuya.

A fin de contar con una apropiada comparación, en el siguiente cuadro se muestran los valores totales de la proyección de la demanda coincidente a nivel sistema, entre lo previsto para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, lo estimado por HSC y lo del Informe 353 debidamente corregido.

Según estos valores, la estimación de Osinergmin resultaría superior a la estimada por HSC, mientras que lo estimado por HSC es similar a lo propuesto por Electrocentro S.A. y que fue validado por Osinergmin en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.



No obstante, tomando en cuenta que no se estaría cumpliendo estrictamente con lo establecido en la NORMA TARIFAS, al haberse considerado para el cliente CL0202 el FPHMS del año 2010 y no el del año 2013 (nuevo año referencial), como debe corresponder, los únicos valores válidamente comparables entre lo previsto para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, lo estimado por HSC y lo presentado en el Informe 353, serían los totales a nivel de MT que se trazan en el siguiente gráfico.

Nótese que la proyección de la demanda total en MT coincidente con la máxima demanda del sistema, estimada según el Informe 353, también resulta superior a lo considerado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 y mayor aún a lo estimado por HSC.

En consecuencia, según HSC, queda demostrado que: 1°) la demanda tanto al nivel AT como MT se ha incrementado con respecto a lo proyectado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 y 2°) lo contradictorio del Informe 353 donde se sostiene que la demanda en el sistema Tarma-Chanchamayo ha disminuido.

Por todo lo expuesto, HSC considera que no es correcta la desestimación de la primera causal sobre la que HSC ha fundamentado su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Análisis de Osinergmin Al respecto, es necesario señalar, previamente, que en los Cuadros N° 2 y 4, en lo referido a la proyección de la demanda realizada por HSC, se presentan valores que no corresponden a la PROPUESTA FINAL de la opinante, presentada con Carta HSC N° 039-2014. Asimismo, en sus opiniones, HSC hace mención a un factor “FPHMD”, sin tener cuidado que el mismo no se encuentra definido en la NORMA TARIFAS, por lo que HSC debió indicar su significado para hacer uso de dicho factor.

Hecha la aclaración y en el entendido que el factor “FPHMD” se refiere al Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda anual del Sistema Eléctrico, definido en la NORMA TARIFAS como “FPHMS”, cabe recordar que el criterio asumido por HSC de considerar el valor de uno (1) para el “FPHMS”, fue analizado ampliamente en el Anexo A del Informe 353, en donde se hizo hincapié que dicho criterio incumple con los procedimientos descritos en los Artículos 35° y 36° de la NORMA TARIFAS, debido a que no correspondería al factor de participación en potencia del Usuario Libre, a la hora de máxima demanda anual del Sistema Eléctrico.



Por otro lado, dado que el tenor de la presenta opinión está referido a que Osinergmin no ha considerado la demanda AT del cliente CL0202 (SIMSA) y que ello ha originado una incorrecta comparación de la demanda, cuando tanto en el nivel AT como MT se ha incrementado con respecto a lo proyectado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017. Cabe indicar que, la afirmación realizada por HSC es descartada con tan solo ver el Cuadro N° 3 presentado por la misma opinante, donde la suma total de 16,7 MW (año 2013) corresponde a lo siguiente: el cliente SIMSA en la barra de Puntayacu 44 kV (5,61 MW), la demanda en la barras de Chanchamayo 23 kV (5,68 MW), Tarma 22,9 kV (2,12 MW) y Tarma 10 kV (3,24 MW), evidenciando así que Osinergmin si ha tomado en cuenta la demanda de SIMSA. De igual forma se puede corroborar para los demás años del horizonte. Asimismo, se descarta la afirmación realizada por HSC, al revisar cualquiera de los siguientes formatos “F-113”, “F-114”, “F-115”, “F-116”, “F-117” y “F-118” del archivo “01-Demanda_Rev_2013_(Tarma).xlsx”, publicado como parte de los cálculos que acompañan al Informe 353, en donde se adjuntó la información básica de dicho cliente SIMSA, el mismo que se atiende desde la barra “Derivación Puntayacu” en 44 kV. En ese sentido, de acuerdo a lo descrito en los párrafos anteriores, se descarta de que Osinergmin no haya incluido al Usuario Libre CL0202 (SIMSA), conforme señala HSC en su opinión, dado que el mismo se encuentra debidamente considerado en los formatos indicados en el párrafo anterior y forma parte de la demanda total mostrada en el Cuadro N° 3 presentada por la misma HSC. Producto de la afirmación errónea de la opinante, en cuanto a que Osinergmin no ha incluido al Usuario Libre CL0202 (SIMSA), de manera errada HSC ha determinado los valores del Cuadro N° 4, considerando 2 veces la demanda del Usuario Libre CL0202, es decir el valor de 22,31 MW = 16,7 MW (que ya incluye a SIMSA)+5,61 MW (demanda del cliente SIMSA en la barra de Puntayacu para el año 2013). Adicionalmente, y en concordancia con lo aclarado en los párrafos anteriores, en el Gráfico N° 1 (donde solo se hace la comparación de clientes regulados) presentado por la opinante, la curva de los valores de Osinergmin se encuentra por encima del Plan vigente y de la propuesta de HSC, debido a que el mismo incluye, de manera incorrecta, además de la demanda en las barras de Tarma y Chanchamayo, al cliente SIMSA, cuando lo correcto sería obtener la gráfica con los valores únicamente de los clientes regulados para todos los casos; al respecto, se ha elaborado el Gráfico N° 1.1, donde se muestra únicamente la comparación de la demanda para los clientes regulados de Tarma y Chanchamayo.



Gráfica N° 1.1: Comparación de la demanda coincidente a nivel Sistema (regulados)

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Comparación de Proy. Potencia Coincidente a nivel Sistema(Usuario regulados)

PI 2013-2022 HSC Actualizado

Fuente: Formato “F-111” del archivo “01-Demanda_Rev_2013(Tarma)(Pu).xlsx” elaborado por Osinergmin.

Del cuadro anterior, podemos observar claramente que la demanda únicamente de los usuarios regulados de Tarma y Chanchamayo, se ha reducido respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, contrariamente a lo indicado y mostrado en el Gráfico N° 1 por HSC. Del mismo modo, al incluir al único cliente libre del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo (Cliente SIMSA), se obtiene la comparación de la proyección de la demanda coincidente a nivel sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, conforme se muestra en el Gráfico N° 1.2.

Gráfica N° 1.2: Comparación de la demanda coincidente a nivel Sistema Tarma-Chanchamayo

8

12

16

20

24

28

32

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

MW

Comparación de Proy. Potencia Coincidente a nivel Sistema Tarma -Chanchamayo

Actualizado HSC PI 2013-2022

Fuente: Formato “F-121” del archivo “01-Demanda_Rev_2013(Tarma)(Pu).xlsx” elaborado por Osinergmin.

En efecto, resulta evidente que la demanda correspondiente al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo, no se ha incrementado conforme quiere dar a entender HSC; por el contrario, conforme se puede apreciar en los cuadros anteriores, dicha demanda ha disminuido en promedio 19% respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017. Asimismo, se puede observar en el Gráfico N° 1.2, que la demanda propuesta por



la misma HSC resulta inferior a lo previsto en dicho Plan de Inversiones 2013-2017, el cual es concordante con lo descrito en el numeral 6.1.1 del presente informe.

Por lo tanto, queda demostrado que la causal indicada por HSC, referida al incremento de la demanda proyectada, no sería válida por los argumentos señalados en el presente análisis.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión.

2. Opinión 2 de HSC: Condiciones Operativas del Transformador T-3 de Condorcocha

HSC manifiesta que, en relación a la opinión anterior, es necesario tener presente que en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 ° del Reglamento de la LCE, figura el término "cambios significativos en la demanda" y no el término "incrementos significativos en la demanda" utilizado en los informes que sustentan la Resolución 141; término muy relativo ya que para el caso particular del transformador T-3 de la subestación Condorcocha, que viene operando con severas limitaciones, basta que los nuevos valores de demanda se aproximen a su capacidad nominal para que pueda calificarse como un "cambio significativo en la demanda" que lo pone en riesgo de salir del servicio por sobrecalentamiento en sus bobinados, según se explica más adelante.

Al respecto, considera que en el Informe 353 se ha realizado una interpretación sesgada de lo informado por UNACEM mediante Carta GO/C-143-14, puesto que en ésta se señala que se realizan los mantenimientos predictivos y preventivos, de rutina, al transformador en mención (pruebas físico químicas, cromatográficas, análisis de furanos y contenido de PCB) limitándose sólo a indicar que en el último reporte TC# 160 de SDMyers se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado, pero en ningún momento se garantiza expresamente que pueda trabajar a su capacidad nominal, ya que lo real es que este equipo está operando a carga limitada y ni siquiera se admite el cambio de conexionado de Tap's, del grupo 2 al grupo 3 del conmutador en vacío. Todo esto se corrobora con el Informe Técnico TSS 025/00 elaborado por ABB en el año 2000, que se acompaña a dicha carta, donde se recomienda realizar el mantenimiento del transformador y a la vez limitar la carga, ya que el Relé de Imagen Térmica indicaba presencia de calentamiento en el bobinado. [Subrayado por la opinante]

Con relación a lo mismo, agrega, en la sección 6.3.1 del Informe 353 se presenta un histograma de la carga en el transformador T-3, correspondiente al año 2013, haciendo notar que según dicho histograma "en época de estiaje el flujo a través del transformador T-3 es de 10,78 MVA en promedio de los flujos máximos y en época de avenida el flujo es de 17 MVA en promedio de los flujos máximos, por lo que en ambos casos no se llega a superar la capacidad de dicho transformador"; sin percatarse que este hecho se debe precisamente a las disposiciones de reducción de carga en este transformador provenientes del mismo UNACEM, de Electrocentro S.A. e incluso del COES.

Como muestra, en el Anexo 01 de su documento de opiniones, HSC presenta una transcripción de correos electrónicos, donde en uno de ellos el coordinador de UNACEM manifiesta que el transformador de 20 MVA, 138/44 kV, debe trabajar como máximo al 75 u 80% de su capacidad nominal por ser un equipo con más de 30 años de operación.

A este respecto, considera no apropiado que en el Informe 353, se sostenga que el estado operativo de un transformador no debe ser considerado como causal para



solicitar la modificación del Plan de Inversiones, al entenderse que los concesionarios están obligados a conservar y mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para una operación eficiente, por lo que se señala en el literal b) del Artículo 31° de la LCE. Esta es un criterio que contradice a la responsabilidad reguladora y supervisora que por Ley recae sobre Osinergmin.

Añade que ello contradice también lo previsto en el Plan de Inversiones 2013-2017, donde acertadamente se previó la baja de este equipo para el año 2016, una vez que se afiance el sistema eléctrico Tarma-Chanchamavo a través de nuevas instalaciones de transmisión, siendo precisamente que por el mal estado de conservación de dicho transformador HSC propone adelantar su baja y realizar el afianzamiento del indicado sistema bajo una alternativa de desarrollo de la transmisión más eficiente que lo aprobado en el referido Plan para el citado sistema.

HSC concluye indicando que, antes de desestimar la segunda causal sobre la que HSC fundamenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, dentro del marco de sus facultades supervisoras, diligentemente Osinergmin debe exigir a UNACEM que demuestre haber realizado a su transformador T-3 el mantenimiento correctivo recomendado por ABB en el año 2000, solicitar al COES información sobre el estado operativo de dicho transformador y, realizar una inspección técnica conjunta para que se compruebe el estado de conservación de este antiguo transformador que data del año 1977 y fundamentar así técnicamente su pronunciamiento sobre la solicitud de HSC.

Análisis de Osinergmin Respecto al primer párrafo de la presente opinión, cabe indicar que Osinergmin tiene claro cuáles son las causales para solicitar la modificación del Plan de Inversiones, es por ello que se citó las mismas en el numeral 6.1 del Informe 353. Sin embargo, HSC tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL hace mención y redacta el término “incremento de la demanda eléctrica” el cual lo asocia a la primera causal establecida en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. A continuación, se presentan algunos párrafos del informe presentado por HSC como parte de su PROPUESTA INICIAL y FINAL, a fin de justificar lo indicado.

Segundo párrafo del Resumen Ejecutivo: “Es el caso del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, donde el incremento real de la demanda eléctrica ha resultado mayor al que fue previsto para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 (causal i); agregándose a este hecho la crítica situación operativa en el que se encuentra el transformador 138/44 kV de 20 MVA de la SET Condorcocha, denominado T-3, debido a su antigüedad (1977) y mal estado de conservación, único elemento a través del cual el sistema Tarma-Chanchamayo se conecta al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (causal iv)”.[Subrayado para fines explicativos] Numeral 3.1.2: Incremento de la Demanda “…la demanda en el sistema Tarma-Chanchamayo se ha incrementado más de lo previsto en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, siendo que el transformador T-3 de la SET Condorcocha ha alcanzado una carga máxima de 68 y 95% de su capacidad nominal (20 MVA) en épocas de avenida y estiaje respectivamente…”.[Subrayado para fines explicativos]



Numeral 4: Alternativas de Solución “…Habiéndose evidenciado el mayor incremento de la demanda respecto del previsto en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones vigente y dada las limitaciones del Transformador T-3 de la SET Condorcocha, se hace necesario buscar una solución eficiente…”.[Subrayado para fines explicativos]

Es por ello que Osinergmin, a fin de rebatir lo indicado por HSC sobre la primera causal, se refirió en los mismos términos redactados por la opinante, teniendo cuidado de indicar antes o después del texto “incremento de la demanda”, la siguiente redacción, “conforme indica la solicitante” o “conforme indica HSC”; ello a fin de distinguir que la primera causal relacionada a “cambios significativos de la demanda”, fue asociada por la misma HSC como un incremento de la demanda en el sistema Tarma-Chanchamayo respecto al Plan de Inversiones 2013-2017 y, por el cual, solicitaba la modificación del mismo. Respecto a que basta que los nuevos valores de demanda se aproximen a la capacidad nominal,del transformador T-3 de la subestación Condorcocha, para que pueda calificarse como un "cambio significativo en la demanda" que lo pone en riesgo de salir del servicio por sobrecalentamiento en sus bobinados. Cabe indicar que de acuerdo al análisis efectuado en la Opinión N° 1, resulta claro que la demanda ha disminuido respecto al previsto en el Plan de Inversiones vigente; asimismo, indicar que los transformadores están diseñados para operar a plena carga y no por ello existe mayor o menor riesgo de salir de servicio, conforme indica HSC. En todo caso, conforme se puede observar en el siguiente Gráfico N° 2.1, es la oferta de la generación la que pondría en riesgo al transformador en razón de que en época de avenida carga a dicho transformador hasta en 90% de su capacidad nominal.

Gráfica N° 2.1: Flujo (MW) Transformador 138/44 kV – SET Condorcocha

Nota: Flujo (-) inyecta al SEIN, Flujo (+) absorbe del SEIN

En ese sentido, y de acuerdo al gráfico anterior, resulta claro que el motivo principal de HSC para proponer la implementación de un transformador de 40 MVA en la SET Condorcocha y pretenda que dicha inversión sea asumida por los usuarios del Área de Demanda 5, es el de poder evacuar su energía al SEIN. Esta razón no correspondería a una causal para presentar una solicitud de modificación del Plan de Inversiones, dado que no estaría contemplada en ninguna de las causales descritas en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.



Respecto a que en el Informe 353 se ha realizado una interpretación sesgada de lo informado por UNACEM mediante Carta GO/C-143-14; cabe indicar que Osinergmin, en ninguna parte del Informe 353 realizó una interpretación sesgada de la información enviada por UNACEM, conforme indica HSC; simplemente, puso de manifiesto lo indicado por esta empresa (titular del Transformador “T-3”) con Carta GO/C-143-14, donde concluye que producto del último reporte TC# 160 de SDMyers, se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado (adjunta resultados de las pruebas realizadas), contrariamente a lo indicado por HSC al indicar que el transformador “T-3” presenta un estado crítico de operación debido a su antigüedad y mal estado de conservación (no presenta documentos que comprueben lo afirmado). Ese contexto y los fundamentos que se detallan a continuación sirven de sustento para la decisión del Regulador, por ello, el hecho de que HSC no comparta el criterio de Osinergmin, ello no implica que se esté adoptando una interpretación sesgada de la información. Cabe indicar que, de acuerdo al principio de presunción de veracidad8, se presume que los documentos y declaraciones formulados por los administrados en forma prescrita por las normas aplicables, responden a la verdad de los hechos que ellos afirman. Por ello, lo indicado por HSC respecto al estado crítico del transformador “T-3”, fue rebatido con la información presentada por la misma titular del referido transformador, donde indica que producto del último reporte TC# 160 de SDMyers, se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado. Asimismo, Osinergmin como parte de sus labores de supervisión, realizó una inspección técnica conjunta en la subestación de Condorcocha, producto de la cual se observó que el referido transformador “T-3” operaba con normalidad, con una temperatura de trabajo de 38° C y atendiendo una demanda de 5 MVA. De igual modo, se observó que la calidad de la pintura es normal, a excepción del tanque conservador, el cual presenta una pintura deteriorada; no se detectó fugas de aceite. En adición a ello, Osinergmin solicitó mayor información a UNACEM referida, entre otros, al mantenimiento de dicho transformador recomendado por ABB, el monitoreo del relé de imagen térmica, los programas de mantenimiento previsto para los próximos meses y la atención de recomendación de SD Myers de realizar las pruebas de furano cada 6 meses, y el resto de las pruebas cada año. Como respuesta, UNACEM mediante Cartas GO/C-155-14 y GO/C-186-14, recibidas el 14 de julio y el 10 de setiembre de 2014, respectivamente, ha presentado la información solicitada por Osinergmin, la cual incluye el Informe Técnico IST 023/23 de fecha 08 de abril 2002 de la empresa AEI, donde se realiza una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI en la ciudad de Lima, el cual fue efectuado del 02 de marzo al 04 de abril del año 2002 (posterior a las recomendaciones de ABB en el año 2000). Asimismo, incluye el Acta de Entrega referido al cambio del relé de imagen térmica realizado por ABB el 17 de enero de 2001 y el Acta de Entrega y Protocolos de Inspección de Campo de fecha 15 de diciembre de 2000 donde la empresa ABB realizó, entre otros, lo siguiente: “Verificación de los mecanismos de disparo de las protecciones propias del transformador como son relé Buchholz, Válvula de Seguridad, Relé de Imagen Térmica, Temperatura de Aceite y comprobación de apertura del interruptor ante el disparo de alguno de estos mecanismos. Adicionalmente, incluye el Informe

8 Numeral 1.7) del Artículo IV) de la Ley 27444

1.7 Principio de presunción de veracidad.- En la tramitación del procedimiento administrativo, se presume que los documentos y declaraciones formulados por los administrados en la forma prescrita por esta Ley, responden a la verdad de los hechos que ellos afirman. Esta presunción admite prueba en contrario.



Técnico N° 02-084-2014 (del 16 de agosto de 2014) de la empresa Oil Transformers donde según señala UNACEM, la cantidad de furanos se encuentran dentro de los límites permisibles y se recomienda un nuevo análisis dentro de un (01) año. [Subrayado para fines explicativos] Respecto al siguiente texto subrayado del segundo párrafo de la presente opinión.

“…limitándose sólo a indicar que en el último reporte TC# 160 de SDMyers se confirma que el transformador está trabajando de manera normal y se encuentra en buen estado, pero en ningún momento se garantiza expresamente que pueda trabajar a su capacidad nominal, ya que lo real es que este equipo está operando a carga limitada…”[Subrayado para fines de análisis]

Cabe indicar que, de acuerdo a los registros cada 15 minutos proporcionados por el titular del transformador “T-3” de la SET Condorcocha, se observa que dicho transformador trabaja a su capacidad nominal y no de manera limitada conforme indica HSC en el párrafo anterior. No hay mayor prueba, que los registros del mencionado transformador, para demostrar que el mismo no trabaja de manera limitada conforme quiere dar entender HSC. En el Gráfico N° 2.2, se pueden observar registros en el orden de 19 MVA, lo cual sustenta lo indicado en el párrafo anterior.

Gráfica N° 2.2: Máximas demandas (MVA) Transformador 138/44 kV – SET Condorcocha

Fuente: Elaborado a partir de los registros de carga proporcionados por UNACEM

Respecto al siguiente texto subrayado del segundo párrafo de la presente opinión.

“…ya que lo real es que este equipo está operando a carga limitada y ni siquiera se admite el cambio de conexionado de Tap's, del grupo 2 al grupo 3 del conmutador en vacío …”[Subrayado para fines de análisis]

Cabe indicar que, en el Informe IST 023/23 de fecha 08 de abril de 2002 de la empresa AEI, donde se realizó una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI (posterior a las recomendaciones de ABB en el año 2000), se indica lo siguiente.

“…En la inspección efectuada al Transformador se observó lo siguiente: Los Aislamientos del transformador se encontraron en buen estado, los Conmutadores de AT y BT se encontraron en estado operativo (contactos en buen estado)…”.[Subrayado para fines explicativos]



Al respecto, HSC no presenta documentos que sustentan que el transformador no admite el cambio de conexionado de Tap´s de grupo 2 al grupo 3; sin embargo, en el informe IST 023/23 presentado por UNACEM, se indica que los conmutadores de AT y BT se encuentran operativos y en buen estado. En ese sentido, dado el estado de dichos conmutadores, estos deben admitir los cambios de Tap´s, siempre y cuando estén en vacío. Respecto al tercer y cuarto párrafo de la opinión materia de análisis, en la sección 6.3.1 del Informe 353, se indica claramente que el flujo en época de avenida es de 17 MVA en promedio de los flujos máximos, ello no significa que este sea el valor máximo, dado que conforme se mostró en el cuadro de dicha sección 6.3.1 (también sección 6.3.1 del presente informe), se tienen valores máximos del orden de 19 MVA. Por lo tanto, no es correcto lo indicado por HSC en esta parte de su opinión. Asimismo, cabe indicar que HSC no ajunta pruebas relacionadas a la reducción de carga del transformador proveniente de ELECTROCENTRO e incluso del COES, conforme manifiesta en su opinión. Respecto al quinto y sexto párrafo de la presente opinión, cabe indicar que conforme se desarrolló ampliamente en la sección 6.1.2 del Informe 353, en los numerales 3.17 y 3.18 del Informe N° 354-2014-GART, en la sección 6.1.2 del presente informe y en el Informe Legal N° 441-2014-GART; el estado operativo de un transformador no debe ser considerado como una causal para solicitar una modificación del Plan de Inversiones, puesto que según lo señalado en el literal b) del Artículo 31° de la LCE, debe entenderse que los concesionarios están obligados a conservar y mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para una operación eficiente; para lo cual percibe un monto que retribuye, además de la inversión, los costos de operación y mantenimiento, este último según se indica en el numeral VI) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Debe quedar claro que al aprobar una instalación para el año “X”, el titular de dicha instalación tiene la obligación de conservar y mantener el mismo en condiciones adecuadas para una operación eficiente. A manera de ejemplo, supongamos que por negligencia de su titular este transformador no recibe ningún tipo de mantenimiento, ni siquiera los mantenimientos predictivos, dicha instalación aprobada en el año “X” puede encontrarse en estado crítico el año “X+10” y no por ello dicho transformador debe reemplazarse y dar de Baja el transformador con 10 años de antigüedad. Las instalaciones eléctricas deben darse de Baja en la oportunidad que corresponda, bajo las razones técnicas y cumpliendo la normativa que lo determina, conforme se previó la Baja del transformador “T-3” para el año 2016, no necesariamente por el estado operativo, sino, porque para dicho año se prevé nuevas instalaciones que alimentarán al sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo con mayor capacidad de la existente, de manera adecuada. El hecho de considerar el estado operativo de un transformador como una causal para solicitar una modificación del Plan de Inversiones y proponer nuevas instalaciones que reemplacen a la anterior, sería generar un incentivo perverso, en razón de que los titulares a pesar de percibir dentro de su remuneración un monto destinado para el mantenimiento de la instalación, simplemente dejarían de hacerlo o lo harían con menor frecuencia de lo recomendado, dado que finalmente podrían solicitar a Osinergmin el cambio de dicha instalación si este fallase por negligencia de la empresa. Respecto al último párrafo de la presente opinión, cabe indicar que conforme se indicó en el presente análisis, UNACEM ha presentado información solicitada por Osinergmin, la cual incluye entre otros, el Informe Técnico IST 023/23 de fecha 08 de abril 2002 de la



empresa AEI, donde se realiza una evaluación integral del transformador en los talleres de AEI en la ciudad de Lima el cual fue realizado del 02 de marzo al 04 de abril del año 2002 (posterior a las recomendaciones realizadas por ABB en el año 2000). Asimismo, como parte de las funciones de supervisión, Osinergmin ha realizado una inspección técnica conjunta y además de ello ha solicitado a UNACEM, información referida a los programas de mantenimiento previstos para los próximos meses.

Conclusión


3. Opinión 3 de HSC: Planificación de la Transmisión

HSC indica que, en la segunda premisa que se señala en la sección 6.3.2 del Informe 353, sobre la formulación de alternativas de desarrollo de la transmisión para el sistema Tarma Chanchamavo, se señala que "el Plan de Inversiones debe corresponder a las instalaciones para atender a la demanda no para atender a la generación, por lo que no se incluyen instalaciones para atender a los requerimientos de generación", premisa que contradice severamente el espíritu de la NORMA TARIFAS, la cual deja abierta la posibilidad de que los generadores también puedan presentar sus propuestas de inversión dentro de una determinada Área de Demanda, ya que el principio básico que rige la planificación de la transmisión es que debe realizarse de manera integrada a fin de evitar redundancias innecesarias o inversiones ineficientes, y no como equivocadamente lo sostiene UNACEM al señalar en su carta (no numerada) del 22 de abril de 2014, que HSC "debería construir una línea de transmisión que le permita transmitir la energía generada sin comprometer al transformador actual ni la línea de transmisión de UNACEM".

Agrega que, tampoco es correcto que el desarrollo de la transmisión en el sistema Tarma Chanchamayo se formule sin tomar en cuenta el desarrollo de la generación local, desvirtuándose así las ventajas de la generación distribuida, cuya participación en un sistema secundario permite brindar un servicio eléctrico con mayor confiabilidad y con una significativa reducción de las pérdidas en condiciones de contraflujo. De lo contrario, se estaría desincentivando la iniciativa privada para la búsqueda de soluciones integrales con el objetivo principal de beneficiar al consumidor final.

Es importante tomar en cuenta que la generación local debe operar en armonía con las variaciones horarias de la demanda en distintos escenarios estacionales, haciendo ello que la capacidad de la transmisión o transformación satisfaga los requerimientos de todas las condiciones de operación exigidas por el sistema eléctrico en conjunto.

HSC manifiesta que es un gran error partir de la premisa de que las necesidades del generador RER para evacuar su producción al SEIN, en las horas de mínima demanda local, deba resolverlo con la implementación de sus propias instalaciones, ya que ello conllevaría a un ineficiente desarrollo de la transmisión que a la larga resultaría siendo pagado por los consumidores finales de la energía, puesto que los futuros generadores RER internalizarán en sus propuestas este innecesario riesgo que se estaría instaurando con esta errada asunción.

Sin perjuicio de lo señalado en los párrafos anteriores, HSC señala que debe tenerse presente que este no es el caso del antiguo transformador T-3 de la subestación



Condorcocha, que HSC propone sustituir, ya que se trata de un equipo que desde su puesta en servicio (hace más de tres décadas), viene sirviendo a la demanda del sistema Tarma-Chanchamayo y, por consecuencia, viene siendo remunerado por todos los usuarios del Área de Demanda 5.

En este orden de conceptos, se recomienda que el dimensionamiento de la transmisión-transformación para sistemas eléctricos con generación distribuida, se realice con base en la carga máxima a través de estos elementos, indiferentemente de la dinámica de la dirección del flujo, como lo es el caso del sistema Tarma-Chanchamayo que cuenta ahora con generación local de HSC y SIMSA y en un futuro próximo de Renovandes.

Análisis de Osinergmin Respecto al primer párrafo de la presente opinión, cabe aclarar que el proyecto aprobado en el Plan de Inversiones vigente (Nueva SET Yanango y líneas asociadas) para el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, tiene como principal objetivo atender de manera adecuada y oportuna a la demanda de dicho sistema eléctrico, quienes son considerados en la remuneración de dicho proyecto; es por ello que, como parte de una de las premisas para la formulación de alternativas, se indicó que no se incluyen instalaciones para la atención de los requerimientos de la generación. Cabe agregar que para determinar el requerimiento de instalaciones asociados a la generación, se utilizan otras premisas y criterios que no necesariamente guardan relación con las utilizadas para determinar el requerimiento de la expansión de la transmisión asociadas a la demanda tales como: aporte máximo de las centrales, mínima demanda, horizonte de evaluación, entre otros), las cuales están claramente definidas en la NORMA TARIFAS. Asimismo, conforme se indica el numeral 11.1) de la NORMA TARIFAS9, el dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el Plan de Inversiones debe corresponder al principio de adaptación a la demanda para instalaciones cuya remuneración es asignada total o parcialmente a los Usuarios y, adaptadas a la capacidad de generación para instalaciones cuya remuneración es asignada a los Generadores. [subrayado para fines explicativos] En ese sentido, queda claro que las premisas consideradas en la formulación de alternativas del desarrollo de la transmisión para el sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo, resulta coherente con los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS. Adicionalmente, cabe aclarar que el presente proceso corresponde a una modificación del Plan de Inversiones, por lo que resulta claro considerar los mismos criterios y metodología utilizados en la aprobación del Plan que se quiere modificar. Ello en concordancia con lo establecido en el numeral 5.8.3) de la NORMA TARIFAS10. Es por ello que en la sección 6.3.2 del Informe 353, se indica claramente que: “..se han tomado en cuenta las siguientes premisas, las mismas que formaron parte del proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017...”.

9 11.1 El dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el Plan de Inversiones debe

corresponder al principio de adaptación a la demanda para instalaciones cuya remuneración es asignada total o parcialmente a los Usuarios y, adaptadas a la capacidad de generación para instalaciones cuya remuneración es asignada a los Generadores existentes en el Periodo Tarifario (4 años).

10 5.8.3. El contenido de los ESTUDIOS a presentarse en la oportunidad que se solicite una modificación del Plan

de Inversiones, debe comprender como mínimo los siguientes aspectos a desarrollarse bajo los mismos criterios y metodología establecidos en la definición del Plan de Inversiones, salvo se sustente debidamente si alguno o algunos de estos aspectos no es relevante para el pedido de modificación a presentarse.



Respecto a que la segunda premisa estaría contradiciendo severamente el espíritu de la NORMA TARIFAS, la cual deja abierta la posibilidad de que los generadores también puedan presentar sus propuestas de inversión dentro de una determinada Área de Demanda; cabe aclarar que de acuerdo al numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamente de la LCE, se indica que:

“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 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…”.[Subrayado para fines explicativos]

Del párrafo anterior, debe quedar claro que el estudio correspondiente al Plan de Inversiones, debe ser preparado obligatoriamente por cada concesionario de instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. El hecho de que las generadoras hayan participado de un Plan de Inversiones, es justamente porque cuentan con instalaciones del tipo SST y/o SCT remuneradas por la demanda, y por ello siguen los mismos criterios establecidos para el dimensionamiento y planificación de la transmisión, desde el punto de vista de la demanda, en concordancia con el numeral 11.1) de la NORMA TARIFAS. Asimismo, no debemos olvidar que el objetivo de la NORMA TARIFAS, no es solo establecer los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones, sino también, el de determinar las Tarifas y Compensaciones, de los SST y SCT; por ello, como parte de la regulación de los SST y SCT, se establecen las compensaciones de las instalaciones a ser pagadas por los generadores del SEIN, es por ello, que los generadores que cuentan con instalaciones del tipo SST de generación, pueden formular su Plan a ser pagado por la generación, ante la posibilidad de algún incremento en su capacidad de generación o la implementación de alguna nueva central; para ello se deben seguir los criterios que para estos casos están desarrollados en la NORMA TARIFAS.. Por otro lado, esta demás indicar que en las simulaciones efectuadas de flujos de potencia, se consideran de manera integral a la demanda y la generación; sin embargo, resulta necesario aclarar que siguiendo los criterios establecidos en el numeral 11.1) de la NORMA TARIFAS, se consideran las condiciones operativas más desfavorables desde el punto de vista de atención a la demanda (es decir la condición que requiere mayor capacidad de transmisión para atender a los usuarios del sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo), esta condición corresponde a la máxima demanda del sistema eléctrico y la generación en condiciones de estiaje, condición que se ha tomado como premisa en el Informe 353, para la formulación de alternativas. Si quisiéramos dimensionar las instalaciones para cubrir las necesidades de la generación, de acuerdo a lo estipulado en el numeral 11.1) de la NORMA TARIFAS, dicho dimensionamiento debe corresponder al principio de adaptación a la capacidad de la generación. A modo de ejemplo, si en un sistema eléctrico donde la conexión al SEIN es a través de un transformador de 20 MW, la demanda de dicho sistema no supera los 15 MW, sin embargo la generación puede llegar hasta 50 MW; ello no significa que el dimensionamiento de la transmisión a ser pagada por la demanda se contemple de manera inadecuada a un transformador de 50 MW, dado que no se estaría cumpliendo con el principio de adaptación a la demanda, conforme está indicado en el numeral



11.1) de la NORMA TARIFAS. En ese sentido, si HSC tiene necesidad de mayor capacidad de transmisión en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, puede implementar instalaciones que le permitan cumplir con este fin, en cuyo caso, deberá tener presente el literal c) del numeral 27.2) del Artículo 27° de la Ley 28832. Respecto a lo indicado en el cuarto párrafo por HSC, donde sostiene que:

“Es un gran error partir de la premisa de que las necesidades del generador RER para evacuar su producción al SEIN, en las horas de mínima demanda local, deba resolverlo con la implementación de sus propias instalaciones, ya que ello conllevaría a un ineficiente desarrollo de la transmisión que a la larga resultaría siendo pagado por los consumidores finales de la energía, puesto que los futuros generadores RER internalizarán en sus propuestas este innecesario riesgo que se estaría instaurando con esta errada asunción.”

En concordancia con lo indicado anteriormente, cabe recordar que los generadores RER, vienen de un proceso de subasta donde es de libre elección del titular la barra de conexión, sobre la base de los estudios eléctricos a fin de verificar que tan robusto es o será el sistema a donde se prevé conectar. Si luego de ello, el interesado propone un precio de oferta de competencia, este precio debe internalizar como bien señala HSC a la transmisión necesaria para su conexión; si dicha oferta no es competitiva, simplemente no sería adjudicada. No se debería pretender que luego de los análisis eléctricos realizados y de asumir un compromiso contractual, se realice la conexión en lo que considera un punto débil, para que luego se pretenda que las inversiones adicionales necesarias para evacuar la energía generada tengan que ser asumidas por la demanda. Respecto al penúltimo párrafo de la presente opinión, cabe indicar que de acuerdo a la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832 “Armonización del marco legal de transmisión”; la calificación y forma de asignar la responsabilidad de pago de las instalaciones tipo SST no puede ser variada. Es por ello que el transformador “T-3” de la SET Condorcocha perteneciente al SST es y será siendo pagado por la demanda del Área de Demanda 5 hasta que se concrete la Baja del mismo, a pesar que conforme se ha podido ver en el Gráfico N° 2.1, es la generación quien hace mayor uso de la potencia nominal del transformador, tales así que se presentan valores de 90% de factor de uso de dicho transformador en época de avenida. Respecto al último párrafo de la presente opinión, las opiniones, sugerencias y/o recomendaciones a los criterios generales establecidos en la NORMA TARIFAS, para la definición del Plan de Inversiones, debe realizarse en la oportunidad que corresponda. Es así que en el numeral 11.5) de dicha NORMA TARIFAS, se indica que:

“Para el dimensionamiento de las líneas de transmisión se emplearán los máximos valores de potencia, resultantes del análisis de flujo de potencia considerando la demanda en barras de cada SET a la hora de la máxima demanda coincidente por sistema eléctrico. Para el caso de los transformadores de potencia se utilizará la máxima demanda no coincidente proyectada para la SET”.[Subrayado para fines explicativos]

Resulta claro, según el párrafo anterior, que el dimensionamiento de las líneas de transmisión y los transformadores, debe realizarse teniendo en cuenta los máximos valores de potencia a la hora de la máxima demanda coincidente del sistema eléctrico y la máxima demanda no coincidente, respectivamente. En ese sentido, no corresponde aplicar criterios diferentes que no se encuentran establecidos en la NORMA TARIFAS para la expansión de la transmisión de los SST y SCT, conforme lo sugiere HSC.



Finalmente, cabe indicar que, la planificación se realiza considerando la oferta y demanda existente y proyectada, así como los nuevos agentes que ingresan al Sistema; no obstante, las premisas consideradas para el dimensionamiento de las instalaciones de transmisión en un horizonte de análisis, serán propuestas de acuerdo a lo estipulado en el numeral 11.1) de la NORMA TARIFAS.

Conclusión


4. Opinión 4 de HSC: Evaluación de Alternativas

HSC indica que se debe considerar en el análisis, la alternativa de sustituir el transformador “T-3” y postergar la implementación de la nueva línea 60 kV Condorcocha-Ninatambo, por las razones explicadas en la sección 6.1 del estudio presentado por HSC como sustento de su solicitud y en el último párrafo de la respuesta a la observación 4.15 analizada en el Anexo A del Informe 353, en el sentido que de verificarse que la actual línea puede operar al nivel de 60 kV sin limitación alguna, se demuestra con base en un análisis de contingencia (en época de estiaje con la CH. Renovandes fuera de servicio por mantenimiento o salida imprevista) una nueva línea 60 kV Condorcocha-Ninatambo no se requeriría dentro del período de análisis (10 años).

Al respecto, debe tomarse en cuenta que HSC en coordinación con personal de la empresa Electrocentro S.A. ha realizado trabajos de repotenciación sobre la línea Condorcocha-Ninatambo 44 kV y celdas conexas en las subestaciones Condorcocha y Ninatambo, habiendo quedado expedita para operar a 60 kV con una carga no menor a 35 MW, no siendo por tanto necesario darle de baja o remplazarla por una línea nueva en el año 2016.

Señala que en el Anexo 01, se presentan algunas actas y se transcriben correos electrónicos de coordinación, cursados entre UNACEM, Electrocentro S.A. y HSC, con relación a la ejecución de dichos trabajos de reforzamiento. Coordinaciones y actividades que se realizaron desde el año 2010 hasta el año 2013.

Al respecto, sugerimos se realice una inspección conjunta a esta línea de transmisión y se verifique objetivamente sus condiciones reales de conservación a fin de determinar si amerita ser sustituida en el año 2016.

Por otro lado, se observa que en el Informe 353 se ha evitado analizar si los usuarios del Área de Demanda 5 continuarían remunerando la línea Caripa-Condorcocha bajo la alternativa de implementar la subestación Nueva Yanango, puesto que bajo esta alternativa pasaría a servir de manera exclusiva a su propietario UNACEM. De continuar dichos usuarios remunerándola, se tendría que considerar esta remuneración como un costo adicional a la alternativa Nueva Yanango.

Análisis de Osinergmin Respecto al primer párrafo de la presente opinión, cabe mencionar que HSC como parte de la absolución de observaciones a su PROPUESTA INICIAL, indicó lo siguiente:



“Observación 4.19. En la alternativa planteada por HSC como la de mínimo costo (alternativa 2A), la posición del tap del transformador 138/60 kV, 40 MVA, propuesto para la SET Condorcocha, se considera desde el año 2014 en su posición inferior (tap -10), mostrando de esta manera que la alternativa planteada como la de mínimo costo resulta muy débil técnicamente frente a la aprobada en el PI 2013-2017, dado que de implementar dicha alternativa 2A, el sistema eléctrico siempre será sensible a posibles variaciones de la demanda, no garantizando una operación normal en cuanto a la calidad de tensión. Al respecto, resulta necesario que HSC evalué desde el punto de vista técnico las bondades de la alternativa 2 y 2A (variante de la alternativa 2) en el horizonte de estudio, toda vez que no sería una alternativa técnicamente más eficiente que la aprobada en el PI 2013-2017. Respuesta HSC Es necesario aclarar que la alternativa seleccionada como la de mínimo costo es la Alternativa 2 y no la 2A, ya que la alternativa 2A se realiza bajo el supuesto que la nueva línea 60 kV Condorcocha-Ninatambo no se requeriría dentro del horizonte de análisis. En cuanto a la mínima posición de Tap que adoptó el transformador en la simulación de los flujos de potencia, es un resultado referencial de carácter preliminar, a nivel de planeamiento, ya que es en la etapa del estudio de operatividad donde, con el afinamiento de estos resultados, se definirá con mayor precisión el mejor esquema de posiciones de Taps para el transformador a ser implementado. Análisis Formular alternativas de planeamiento, implica, entre otros aspectos, evaluar si las mismas son técnicamente viables, conforme se indica en el numeral 5.7.2) de la NORMA TARIFAS. Al respecto, HSC no ha evaluado desde el punto de vista técnico, las bondades de las alternativas 2 y 2A (variante de la alternativa 2) en el horizonte de estudio conforme fue sugerido. Respecto a que la posición de tap que adoptó el transformador en la simulación es de carácter referencial, éste influye directamente en la evaluación de pérdidas de las alternativas.” [Subrayado y/o en negrita para fines explicativos]

Conforme se puede observar, es HSC quien en respuesta de la observación 4.19 a su PROPUESTA INICIAL, aclara que la alternativa seleccionada como la de mínimo costo es la alternativa 2 y no la 2A (variante de la alternativa 2). Asimismo, cabe recordar que las alternativas propuestas y formuladas por la misma HSC (alternativa 2 y 2A) consisten en lo siguiente: o Alternativa 2: Implementar el transformador de 138/60 kV, 40 MVA en la SET

Condorcocha y la LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo, AAAC 240 mm2. HSC propone implementar ambos proyectos en el año 2015.

o Alternativa 2A: Considera solo implementar el transformador de 138/60 kV, 40 MVA

en la SET Condorcocha, bajo el supuesto, conforme indica en el numeral 6.1 de su PROPUESTA FINAL, que la actual LT 44 kV Condorcocha-Ninatambo puede iniciar su operación al nivel de 60 kV sin limitación alguna.



En efecto, resulta bastante claro que la alternativa propuesta y seleccionada por HSC (alternativa 2), consiste en implementar, además, del transformador de 138/60 kV de 40 MVA en la SET Condorcocha, la LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo, AAAC 240 mm2, ambos propuestos para el año 2015. Sin embargo, producto del análisis efectuado por Osinergmin donde se demuestra que la alternativa 2 propuesta por HSC, conforme se advirtió en la Observación 4.19 a su PROPUESTA INICIAL, resulta con mayores pérdidas (aprox. 130% mayor) respecto a la aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017, era de esperar que esta última tendría mejores costos que la sugerida por HSC. Resulta claro que la opinante al ver los resultados de la evaluación de alternativas, quiera forzar su propuesta pretendiendo no considerar en dicha evaluación a la LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo, AAAC 240 mm2, cuando tanto en su PROPUESTA INICIAL como en la FINAL, no solo ha sido considerada por la opinante, sino que también fue aclarado que su alternativa seleccionada contempla la mencionada línea para el año 2015, conforme ya fue mostrado en el análisis de esta opinión. De hecho, dentro de una comparación de alternativas, se deben comparar aquellas que sean equivalentes y técnicamente viables en el horizonte de evaluación. Claro está, que el hecho de implementar la alternativa de la SET Nueva Yanango, aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017, no se requeriría de mayores instalaciones por mucho más tiempo si solo se implementara la alternativa seleccionada por HSC y peor aún si solo se considera la implementación del transformador 138/60 kV de 40 MVA, sin considerar la LT 60 kV Condorcocha – Ninatambo. Respecto a los siguientes párrafos que forman parte de la presente opinión realizada por HSC:

“Al respecto, debe tomarse en cuenta que HSC en coordinación con personal de la empresa Electrocentro S.A. ha realizado trabajos de repotenciación sobre la línea Condorcocha-Ninatambo 44 kV y celdas conexas en las subestaciones Condorcocha y Ninatambo, habiendo quedado expedita para operar a 60 kV con una carga no menor a 35 MW, no siendo por tanto necesario darle de baja o remplazarla por una línea nueva en el año 2016.”

“Al respecto, sugerimos se realice una inspección conjunta a esta línea de transmisión y se verifique objetivamente sus condiciones reales de conservación a fin de determinar si amerita ser sustituida en el año 2016.”

Adicionalmente al análisis del primer párrafo de la presente opinión, cabe indicar que el trabajo de repotenciamiento al que se refiere HSC, solo contempla el cambio de sección de conductor de 67,5 mm2 a 126,6 mm2, de un tramo de 4 km de un total de 14,12 km de la línea de transmisión, sin embargo no contempla la celda conexa en la SET Condorcocha, conforme indica HSC, este hecho fue corroborado en la visita a campo realizada por el personal de Osinergmin, donde se pudo observar que la celda de salida de la LT 44 kV Condorcocha - Ninatambo en la SET Condorcocha, no cuenta con el seccionador de línea, a pesar que en las diversas actas presentadas por la misma HSC, UNACEM ha solicitado la instalación del mismo. El hecho de que se haya uniformizado la sección del conductor a 126,6 mm2, ello no significa que dicha línea se encuentre en perfectas condiciones o expedita para operar en 60 kV, conforme señala HSC. Lo cierto es que, en la visita de inspección en campo, se ha podido observar, entre otros, que dicha LT 44 kV Condorcocha – Ninatambo, tiene postes de madera (eucalipto) cuyas bases presentan desgastes, la ferretería presenta corrosión, no tienen conductores de bajadas de tierra y algunos postes se encuentran torcidos motivo por el cual se han instalado retenidas de apoyo provisionales. A continuación se presentan algunas fotografías tomadas en campo, donde se observa lo



indicado. Llama la atención de que HSC afirme que dicha línea existente se encuentra expedita para operar en 60 kV, cuando producto del trabajo de repotenciamiento pudo haber observado las condiciones de dicha línea. En ese sentido, de manera similar, tanto HSC en su PROPUESTA INICIAL y FINAL así como Osinergmin, han considerado en la evaluación de alternativas una nueva LT 60 kV Condorcocha - Ninatambo, AAAC 240mm2, para el año 2015 y 2016, respectivamente.

Fotos N° 4.1: LT 44 kV Condorcocha – Ninatambo

Fuente: Fotografías realizadas el 13 de agosto de 2014, en la inspección en campo a la LT 44 kV Condorcocha-Ninatambo.

Respecto al último párrafo de esta opinión, cabe indicar que a pesar que no se entiende el mismo, se debe dejar en claro que de acuerdo a la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832 “Armonización del marco legal de transmisión”; la calificación y forma de asignar la responsabilidad de pago de las instalaciones tipo SST no puede ser variada. Siendo que la LT 138 kV Caripa – Condorcocha, instalación perteneciente al SST, es pagada por todos los usuarios del Área de Demanda 5, independientemente de la alternativa a implementar en el sistema eléctrico Tarma-Chanchamayo, su calificación y la forma de asignar la responsabilidad de pago de dicha instalación no puede ser variada.

Conclusión




Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual



Actual Sistema Eléctrico Chiclayo Tarma – Chanchamayo

HUASA6A

HUASA44A

HUASA6B

HUASA44B

CHAN02BCHAN02A

CHAN6

CHAN35 CHAN23

CHAN44PUNT44

CARPAP44A

CARPAP72.5

CO

ND

6.9

CARPAP44B

CARPAP5.25BCARPAP5.25A

COND72.5

COND2.415

COND6.93

TARMA44

COND6.9.

COND138

COND2.4

ONU138

COND44

TARMA10TARMA23

CARHUA138

PowerFactory 15.1.5

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

DIAGRAMA DE FLUJOS DE POTENCIA Estiaje - Máxima Demanda - 2015

Alternativa N° 1

Project: AREA 5

Graphic: S.Tarma-Chanch

Date: 6/29/2014

Annex: F-212

Nodes Branches

G~

Huasa_G12

G~

Huasa_G11

tr2 h

uasa_T

1

0

G~

Huasa_G2

G~

Huasa_G1

tr2 h

uasa_T

2

0

G~

Chanch_G2

G~

Chanch_G1

tr2 c

han_G

2

0

tr2 c

han_G

1

0

tr2 c

han_T

3

2

tr3 chan_T1

-9

0

0

G~

Carpapata G3

G~

Carpapata G2

G~

Carpapata G1

tr2 C

arp

apata

-T7

0

tr2 C

arp

apata

-T8

0

tr2 C

arp

apata

-T9

0

tr3 Condorcocha-T1

0

0

0

1

tr3 Condorcocha-T6

0

0

0

tr3 condorcocha

-7

0

0-1

0

0

0

DIg

SIL

EN

T



Anexo C Diagrama Unifilar del SER 2013-2017 según

Osinergmin



LT

220 k

V S

T 2

km

(2016)

40 M

VA

(2016)

20 M

VA

(2016)

Rota

do d

e S

.E.

Nin

ata

mbo

Año 2

016

CHAN10CHAN23B

RENOV60.

CHAN60PUNTA60YANAN60TARMA60

HUASA60BHUASA60A

CHIMA220 YANA220

PACHA220

YANAN23YANAN220

RENOV13

HUASA6A HUASA6B

CHAN02BCHAN02A

CHAN6

CHAN35 CHAN23

CARPAP44A

CARPAP72.5

CO

ND

6.9

CARPAP44B

CARPAP5.25BCARPAP5.25A

COND72.5

COND2.415

COND6.93

COND6.9.

COND138

COND2.4

ONU138

COND44

TARMA10TARMA23

CARHUA138

PowerFactory 15.1.5

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

DIAGRAMA DE FLUJOS DE POTENCIA Estiaje - Máxima Demanda - 2016

Alternativa N° 1

Project: AREA 5

Graphic: S.Tarma-Chanch

Date: 7/2/2014

Annex: F-212

Nodes Branches

tr3 tarma_T260

-1

0

0

tr3 yanango_T1

0

0

0

G~

Renovandes

tr2 r

enov_T

1

0

G~

Huasa_G12

G~

Huasa_G11

tr2 h

uasa_T

1

0

G~

Huasa_G2

G~

Huasa_G1

tr2 h

uasa_T

2

0

G~

Chanch_G2

G~

Chanch_G1

tr2 c

han_G

2

0

tr2 c

han_G

1

0

tr2 c

han_T

3

2

tr3 chan_T1

-1

0

0

G~

Carpapata G3

G~

Carpapata G2

G~

Carpapata G1

tr2 C

arp

apata

-T7

0

tr2 C

arp

apata

-T8

0

tr2 C

arp

apata

-T9

0

tr3 Condorcocha-T1

0

0

0

1

tr3 Condorcocha-T6

0

0

0

tr3 condorcocha

-6

0

0-2

-1

0

0

DIg

SIL

EN

T

Osinermgin Informe N° 0444-2014-GART


Anexo D Cuadros Comparativos



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA (ENERGÍA) SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHANCHAMAYO

ÁREA DE DEMANDA 5

HSC - Propuesta Inicial

(A) HSC - Propuesta Final

(B) Osinergmin

(C)

Año MWh (%)MWh MWh (%)MWh MWh (%)MWh

2013 63 068,63 62 711,00 62 514

2014 66 053,24 4,73% 64 586,00 2,99% 65 835 5,31%

2015 69 228,54 4,81% 67 757,00 4,91% 69 551 5,64%

2016 72 513,75 4,75% 71 057,00 4,87% 73 514 5,70%

2017 76 029,93 4,85% 74 579,00 4,96% 77146 4,94%

2018 79 559,24 4,64% 78 224,00 4,89% 80 955 4,94%

2019 83 217,35 4,60% 82 064,00 4,91% 84 943 4,93%

2020 86 930,43 4,46% 86 066,00 4,88% 89 111 4,91%

2021 90 740,45 4,38% 90 271,00 4,89% 93 461 4,88%

2022 94 677,13 4,34% 94 701,00 4,91% 97 994 4,85%

2023 98 663,54 4,21% 99 311,00 4,87% 102 711 4,81%

2024 102 695,33 4,09% 104 136,00 4,86% 107 615 4,77%

2025 106 732,57 3,93% 109 177,00 4,84% 112 706 4,73%

2026 111 274,43 4,26% 114 589,00 4,96% 117 985 4,68%

2027 115 989,13 4,24% 120 294,00 4,98% 123 455 4,64%

2028 120 879,04 4,22% 126 306,00 5,00% 129 116 4,59%

2029 125 946,21 4,19% 132 640,00 5,01% 134 969 4,53%

2030 131 196,06 4,17% 139 313,00 5,03% 141 017 4,48%

2031 136 630,05 4,14% 146 343,00 5,05% 147 259 4,43%

2032 142 256,68 4,12% 153 752,00 5,06% 153 697 4,37%

2033 148 076,70 4,09% 161 559,00 5,08% 160 332 4,32%

2034 154 090,46 4,06% 169 781,00 5,09% 167 166 4,26%

2035 160 309,07 4,04% 178 448,00 5,10% 174 200 4,21%

2036 166 728,31 4,00% 187 575,00 5,11% 181 434 4,15%

2037 173 354,64 3,97% 197 190,00 5,13% 188 869 4,10%

2038 180 194,11 3,95% 207 323,00 5,14% 196 507 4,04%

2039 187 244,67 3,91% 217 994,00 5,15% 204 349 3,99%

2040 194 515,02 3,88% 229 240,00 5,16% 212 395 3,94%

2041 202 001,98 3,85% 241 082,00 5,17% 220 647 3,89%

2042 209 713,01 3,82% 253 559,00 5,18% 229 106 3,83%

2043 217 647,39 3,78% 266 699,00 5,18% 237 772 3,78%



COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (MW) SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHANCHAMAYO

ÁREA DE DEMANDA 5

HSC - Propuesta Inicial

(A) HSC - Propuesta Final

(B) Osinergmin

(C)

Año MW (%)W MW (%)W MW (%)W

2013 20,44 20,17 16,14

2014 21,07 3,08% 20,56 1,93% 16,80 4,11%

2015 21,75 3,23% 21,22 3,21% 17,54 4,42%

2016 22,45 3,22% 21,91 3,25% 18,34 4,51%

2017 23,20 3,34% 22,65 3,38% 19,06 3,96%

2018 23,95 3,23% 23,41 3,36% 19,82 3,99%

2019 24,73 3,26% 24,21 3,42% 20,62 4,02%

2020 25,52 3,19% 25,05 3,47% 21,45 4,04%

2021 26,33 3,17% 25,93 3,51% 22,32 4,05%

2022 27,17 3,19% 26,85 3,55% 23,23 4,06%

COMPARACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN DE LAS ALTERNATIVAS GANADORAS SISTEMA ELÉCTRICO TARMA - CHANCHAMAYO

ÁREA DE DEMANDA 5 (US$)

Año

HSC Osinergmin

C/A -1 C/B -1 Propuesta Propuesta

(C) Inicial (A)

Final (B)

2014 2 842 564 2 970 460 - - -

2015 - - - - -

2016 1 502 942 1 664 184 5 212 191 - -

2017 - - - - -

Total 4 345 506 4 634 644 5 212 191 20% 12%

Notas: 1: Los costos de inversión corresponden a las alternativas declaradas como ganadoras para

cada estudio. 2: Por cuestiones de orden, solo se realizan comparaciones para el monto total; esto debido

a que no es coherente comparar periodos en los que no existen montos respecto a periodos donde si los hay.



9. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 5, presentado por HSC (24 de marzo de 2014).

[2] Observaciones al Estudio presentado por HSC (16 de abril de 2014).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas al Estudio (19 de mayo de 2014).

[4] Respuesta al Oficio N° 0364-2014-GART, por parte de la empresa ELECTROCENTRO (24 de abril de 2014).

[5] Respuesta al Oficio N° 0371-2014-GART, por parte de la empresa UNACEM (22 de abril de 2014, 01 de julio de 2014 y 26 de agosto de 2014).

[6] 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 HSC.

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/

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Pronunciamiento sobre la solicitud de Modificación del ... · al sistema eléctrico Tarma – Chanchamayo del Área de Demanda 51, ... Según el desarrollo de la proyección de la